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DOF: 16/10/2014
NORMA Oficial Mexicana de Emergencia NOM-EM-004-SECRE-2014, Transporte por medio de ductos de gas licuado de petróleo y otros hidrocarburos líquidos obtenidos de la refinación del petróleo

NORMA Oficial Mexicana de Emergencia NOM-EM-004-SECRE-2014, Transporte por medio de ductos de gas licuado de petróleo y otros hidrocarburos líquidos obtenidos de la refinación del petróleo. (Continúa de la Tercera Sección)

(Viene de la Tercera Sección)
3.6.3 Se debe proveer un método alterno para la conducción de un exceso de vapor de GLP que resulte de refrigeración insuficiente o pérdida de refrigeración.
3.6.4 La carga de vapor que resulte de la refrigeración debe:
a)     Recuperarse mediante un sistema de licuefacción;
b)    Usarse como combustible;
c)     Usarse como materia prima del proceso, y
d)    Desecharse mediante quemador elevado u otro método seguro.
3.6.5 Se deben proveer métodos de manejo alternos para desechar los vapores venteados a la atmósfera en caso de falla de los métodos regularmente utilizados. Si se utilizan compresores, las piezas fundidas deben diseñarse para resistir una presión de succión de al menos 121% de la presión de diseño del tanque de almacenamiento.
3.6.6 Un sistema de GLP refrigerado debe incorporar los accesorios siguientes:
a)     Un separador a la entrada de la línea de succión del compresor;
b)    Un separador de aceite en la línea de descarga del compresor (a menos que el compresor sea de tipo seco);
c)     Un drenaje y un medidor para cada separador;
d)    Una purga de gas no condensable para el condensador, y
e)     Controles automáticos del compresor y alarmas de emergencia para enviar señales en caso de ocurrir lo siguiente:
1.     Cuando la presión del tanque se aproxime a la presión de trabajo máxima o mínima permisible o a la presión a la cual el venteo de vacío se abrirá, o
2.     Cuando exista presión excesiva en el condensador debido a una falla en el medio de enfriamiento.
3.7 Accesorios, válvulas y tuberías
Los tanques de almacenamiento deben estar equipados con el equipo y accesorios que se describen en las disposiciones 3.7.1 a 3.7.11 de este Anexo. Los materiales deben ser compatibles con el GLP y estar diseñados para las condiciones operativas de la IRGE.
3.7.1 Dispositivos de alivio de presión/vacío
3.7.1.1 Cada tanque de almacenamiento de GLP refrigerado debe proveerse con al menos un dispositivo de alivio de presión calibrado para descargar a una presión menor que la presión de trabajo máxima permisible del tanque.
3.7.1.2 Los tanques de almacenamiento que puedan dañarse por el vacío interno deben proveerse con al menos un dispositivo de alivio de vacío calibrado para que abra a una presión mayor que la presión parcial de diseño de vacío.
3.7.1.3 Cuando se diseñe un tanque interno cerrado con una envolvente externa hermética al vapor, la envolvente externa debe equiparse con uno o más dispositivos de alivio de presión/vacío.
3.7.2 Indicadores de temperatura
Cada tanque de almacenamiento debe estar equipado con termopares o dispositivos indicadores de temperatura.
3.7.3 Conexiones para los muestreos
Si se requieren conexiones para tomar muestras, éstas deben instalarse en las tuberías del tanque de almacenamiento en vez de colocarse directamente en el tanque.
3.7.4 Materiales
No deben utilizarse materiales de baja ductilidad como el hierro gris, hierro dúctil, hierro maleable y fundiciones de aluminio en ningún accesorio que esté sujeto a presión.
 
3.7.5 Válvulas
3.7.5.1 Las válvulas de corte y el equipo accesorio deben construirse de material apropiado para soportar la presión máxima de operación y las temperaturas extremas a las cuales se les sujetará.
3.7.5.2 Las válvulas de corte instaladas para utilizarse durante las operaciones normales de la IRGE deben ser accesibles al operador y encontrarse tan cerca de los tanques, bombas, compresores y otros componentes como sea práctico.
3.7.5.3 Se deben instalar válvulas de corte de emergencia en los tramos largos de tubería que se utilicen para transportar GLP u otros líquidos combustibles, para minimizar la cantidad de producto que pudiera derramarse en caso de falla.
3.7.6 Tuberías
3.7.6.1 Cuando la tubería que conduce sustancias a bajas temperaturas se instale por debajo de la superficie del suelo, se deben utilizar zanjas, encajonamientos u otros medios para permitir la expansión y contracción de la tubería.
3.7.6.2 Cuando una instalación de almacenamiento maneje más de un tipo de producto, para cada uno de ellos se deben considerar tuberías exclusivas para la carga y la descarga entre tanques e instalaciones correspondientes.
3.7.6.3 El diseño de las tuberías del cabezal y de las conexiones de carga y descarga del tanque de almacenamiento debe ser tan simple como sea posible. El número de conexiones hacia el tanque de almacenamiento debe minimizarse, ya que los errores operativos aumentan a medida que aumenta la complejidad de la instalación de las tuberías y el número de conexiones.
3.7.6.4 Las tuberías no deben tenderse bajo pisos ni losas de concreto. Cuando las tuberías deban extenderse a través de una pared de concreto o por debajo de un piso de losa, éstas deben protegerse mediante un encofrado apropiado.
3.7.6.5 Las tuberías interconectadas entre tanques o accesorios de los tanques deben instalarse de forma que permitan la flexibilidad en todos los planos. Los cabezales de carga y descarga no deben conectarse a un tanque mediante tuberías cortas, rectas y rígidas, aun si la tubería está roscada o soldada.
3.7.6.6 Las tuberías de venteo o de alivio de presión no deben tener tramos de tuberías rectas instaladas entre tanques adyacentes. Las tuberías deben incluir tramos de longitud adecuados y los cambios de dirección se deben hacer mediante el uso de codos o dobleces a fin de prever los movimientos posibles, tanto verticales como horizontales, del cabezal con relación al tanque.
3.7.6.7 Donde sea factible que ocurran expansiones y contracciones térmicas, las tuberías deben diseñarse con un doblez de expansión, compensación angular u otra medida adecuada para permitir el movimiento lineal. Los dobleces de expansión se pueden fabricar de tramos rectos de tubería y codos soldados o dobleces en "U". Las juntas de expansión tipo fuelle, adecuadas, debidamente ancladas y guiadas, deben utilizarse únicamente cuando las limitaciones de espacio impidan la instalación de circuitos o dobleces.
3.7.6.8 En la medida de lo posible, se deben evitar puntos bajos en las tuberías en donde se pueda acumular el agua. En climas gélidos, en donde no se puedan evitar los puntos bajos, se debe proveer protección adecuada para evitar la congelación de tuberías.
3.7.7 Conexiones para la toma de muestras
3.7.7.1 Se debe proveer conexiones para la toma de muestras en los tanques de almacenamiento. Las conexiones en el equipo de medición deben utilizarse para la toma de muestras siempre que dichas conexiones se encuentren ubicadas adecuadamente.
3.7.7.2 Para minimizar la vulnerabilidad a daños mecánicos, se deben proveer los soportes adecuados de conexiones y tuberías en las líneas de toma de muestras.
3.7.7.3 La tubería de entrada a los contenedores de muestras debe contar con válvulas dobles. Las ubicaciones de conexiones para la toma de muestras no deben encontrarse bajo el tanque y deben orientarse de forma tal que los vapores de purga no envuelvan al operador ni estén próximos a una fuente de ignición.
3.7.8 Dispositivos automáticos y remotos
Cuando los tanques operen en forma remota y reciban GLP a una tasa elevada de flujo, se pueden utilizar válvulas de corte automáticas, válvulas de corte operadas en forma remota, dispositivos automáticos, interruptores de apagado de bombas o una combinación de éstos. Para que dichos dispositivos sean eficaces durante una exposición al fuego, es necesario que los sistemas de control tengan protección contra incendios.
 
3.7.9 Escaleras
Se deben proveer escaleras convencionales, escalerillas de mano, pasillos y plataformas apropiados para permitir el acceso a las válvulas operativas y al equipo.
3.7.10 Cabezal de descarga común
3.7.10.1 Las líneas de las válvulas de alivio de presión para uno o más tanques se podrán conectar a un cabezal de descarga común, siempre que el GLP descargue a un quemador elevado. Cuando se determine el tamaño del dispositivo de alivio y del cabezal de descarga, se deben tomar en cuenta las contrapresiones que pudieran desarrollarse durante la descarga de una válvula de alivio. Para las válvulas de alivio operadas por piloto que descarguen hacia un cabezal común, se debe considerar el efecto de contraflujo y, si se requiere, se debe proveer de un dispositivo para evitar el contraflujo.
3.7.10.2 Los cabezales comunes no deben utilizarse para los venteos a la atmósfera. Los cabezales de descarga comunes deben dimensionarse para una capacidad de alivio que tome en cuenta los tanques que pudieran verse involucrados en una situación de emergencia. En el cabezal común se deben tomar las medidas necesarias para instalar trampas de líquidos. No deben acoplarse al cabezal de descarga común venteos, drenajes, purgadores y dispositivos de alivio de presión cuando puedan desarrollarse contrapresiones que afecten el funcionamiento adecuado de los dispositivos de alivio de presión en el tanque.
Capítulo 4 Diseño y construcción de instalaciones marinas para recepción de GLP
4.1 Alcance
El presente capítulo establece las condiciones sobre el diseño y construcción de instalaciones marinas de una IRGE, en su caso, aplicables específicamente a las operaciones de trasiego de GLP entre embarcaciones e instalaciones en la costa de la IRGE. Adicionalmente, las instalaciones marinas deberán apegarse, en lo conducente, a lo establecido en el capítulo dos de este Anexo.
Es aplicable a las IRGE que sean diseñadas y construidas en fecha posterior a la entrada en vigor de esta norma oficial mexicana de emergencia. También será aplicable las IRGE construidas bajo la regulación vigente en su momento cuando se presente a la Comisión una solicitud de autorización para realizar modificaciones técnicas, de acuerdo al procedimiento establecido en el Reglamento de Gas Licuado de Petróleo.
4.2 Muelles
4.2.1 Diseño y construcción
4.2.1.1 El diseño, construcción y operación de muelles, dársenas o escolleras utilizadas para la descarga y recepción de GLP deben apegarse a la normatividad local, requisitos de las autoridades competentes en la materia y Normas aplicables.
4.2.1.2 Se deben implementar medidas que garanticen la seguridad de las instalaciones cuando se manejen líquidos inflamables, carga en general o gases comprimidos sobre el muelle o instalaciones similares, a menos de 30 m del punto de conexión de trasiego, mientras el GLP u otro líquido inflamable son transferidos. Se exceptúan las sustancias almacenadas en el buque para el tanque de almacenamiento de GLP del barco.
4.2.1.3 No debe autorizarse la circulación de camiones o vehículos motorizados sobre el muelle o instalaciones similares a menos de 30 m del punto de conexión de trasiego mientras se realizan operaciones de descarga de líquidos inflamables.
4.2.1.4 No debe darse acceso a personas ajenas a las operaciones de la IRGE en el área del muelle y de trasiego de combustible cuando el buque tanque o embarcación se encuentra atracado.
4.2.1.5 El personal responsable de la seguridad de la IRGE debe restringir la entrada a visitantes, camiones de entrega de material o de otra índole y personal de servicio en general; solamente se dará acceso a aquellas personas autorizadas por el Permisionario u operador de las instalaciones.
4.2.1.6 El equipo utilizado para sujetar la embarcación al muelle o dársena, como sogas, entre otros, debe diseñarse de conformidad con las Normas aplicables para realizar la sujeción en forma segura.
4.2.1.7 Cuando la IRGE realice operaciones de trasiego entre la puesta y salida del sol, el área del muelle o dársena debe equiparse con un sistema que ilumine lo siguiente:
a)     Área de interconexión y trasiego;
b)    Válvulas de control;
c)     Tanques o recipientes de almacenamiento;
 
d)    Equipo diverso requerido en la operación, y
e)     Pasillos, área de equipo contra incendios y demás zonas requeridas durante una emergencia.
4.2.1.8 Todo el equipo de iluminación debe ser ubicado y cubierto de forma tal que no se confunda con ningún dispositivo de asistencia a la navegación, ni interfiera con la navegación en canales adyacentes, en caso de que los hubiera.
4.2.1.9 Las áreas que sean destinadas para estacionamiento autorizado de vehículos, en el área que da al frente marino, deben estar claramente identificadas.
4.2.1.10 Se deben colocar señales de alerta y barreras adecuadas para impedir el paso e indicar el momento en que se estén realizando operaciones de trasiego en la IRGE.
4.3 Equipo eléctrico
Todo equipo eléctrico y cableado instalado en el muelle o áreas similares deberá apegarse a lo establecido en la NOM-001-SEDE-2012, o aquella que la sustituya.
4.4 Soldadura
Las operaciones de soldadura y corte de materiales deberán apegarse a lo establecido en las Normas aplicables.
4.5 Otras medidas de seguridad
4.5.1 El equipo médico de primeros auxilios y extinguidores de fuego deben estar disponibles en el área de instalaciones marinas. El equipo deberá apegarse a lo establecido en las Normas aplicables; además se debe considerar lo establecido a continuación:
a)     Los extinguidores deben estar listos para usarse en cualquier momento;
b)    El equipo de emergencia debe colocarse y verificarse antes de iniciar cualquier operación de trasiego;
c)     La ubicación de los extinguidores de incendio debe estar plenamente identificada por el personal y su acceso fácilmente disponible, y
d)    Debe estar claramente visible la señalización de que está prohibido fumar en todas las áreas de la zona de recepción marina.
4.6 Tuberías, válvulas y accesorios
4.6.1 Las válvulas, tuberías y accesorios seleccionados deben cumplir con las especificaciones mínimas requeridas para usarse en instalaciones marinas de la IRGE y diseñarse para las condiciones operativas extremas a las cuales pueda verse sujeto.
4.6.2 Accesorios
4.6.2.1 Las conexiones entre tubería y válvulas de la IRGE deben fabricarse de acero sin costura y tener el mismo espesor de las tuberías a las que están unidas, estar soldadas a tope de penetración completa y cumplir con lo establecido en las Normas aplicables.
4.6.3 Válvulas
4.6.3.1 Las válvulas deben ser fabricadas de acero inoxidable o de otro material que resulte adecuado a las condiciones de trabajo, de conformidad con las Normas aplicables.
4.6.3.2 Deben instalarse válvulas de aislamiento y conexiones para purga en el cabezal de carga o descarga para las líneas de retorno del líquido y vapor, de tal forma que las mangueras y brazos de descarga puedan bloquearse, drenarse y despresurizarse antes de ser desconectadas.
4.6.3.3 Las válvulas de aislamiento de líquido y válvulas de vapor de 20 mm (8 pulgadas) y mayores deben estar equipadas con operadores eléctricos además de medios para su operación manual.
4.6.3.4 Equipo eléctrico. Las válvulas que operan eléctricamente deben poder operarse manualmente y desde una estación remota ubicada a cuando menos 15 m del área del cabezal.
4.6.3.5 A menos que la válvula no cierre en forma automática ante la falta de energía eléctrica, tanto el actuador de la válvula como su fuente de poder ubicados a 15 m de la válvula deben protegerse contra una falla operativa ocasionada por la exposición al fuego que tenga una duración de al menos 10 min.
4.6.3.6 Las válvulas deben ubicarse en el punto donde la manguera o brazo de descarga se conectan al cabezal.
 
4.6.3.7 Además de las válvulas de aislamiento instaladas en el cabezal, cada línea de retorno de vapor o de trasiego de líquido deben disponer de una válvula de aislamiento ubicada cerca del muelle o dársena.
4.6.3.8 Las válvulas deben identificarse de acuerdo al servicio que proveen.
4.6.4 Tuberías
4.6.4.1 Los sistemas de tuberías deben cumplir con las Normas aplicables.
4.6.4.2 Las tuberías utilizadas en la IRGE deben ser sin costura.
4.6.4.3 Las tuberías en el muelle o dársena deberán colocarse de forma tal que no estén expuestas a daños ocasionados por las actividades de esa área, por el paso vehicular o por cualquier otra actividad que represente un riesgo de daño físico.
4.6.4.4 Las tuberías submarinas deberán colocarse y protegerse para que no estén expuestas a daños ocasionados por el tráfico marino.
4.6.4.5 La ubicación de tuberías submarinas debe identificarse en los planos de ingeniería correspondientes de la IRGE, de conformidad con la regulación local vigente en la materia.
4.6.4.6 Las tuberías que únicamente se usan para descargar líquido deberán proveerse con una válvula check que se instale en el cabezal junto a la válvula de aislamiento.
4.6.4.7 Todas las tuberías, conduits y demás líneas conductoras de corriente eléctrica situadas en el muelle, deberán equiparse con juntas de aislamiento u otros medios para aislarlas eléctricamente de corrientes parásitas y del resto de las instalaciones de la IRGE.
4.6.4.8 Cuando no se utilice un cable para corrientes parásitas entre las instalaciones en la costa y el buque tanque, deben instalarse juntas de aislamiento en las tuberías que van a las conexiones de descarga entre dichas instalaciones.
4.6.4.9 Se debe asegurar que las instalaciones costa fuera cuenten con un cable de baja impedancia para corrientes parásitas para conectarse a las embarcaciones.
4.7 Boyas.
4.7.1 Las IRGE que utilicen boyas para el trasiego de GLP deberán incorporar criterios de diseño, materiales y construcción apegados a las Normas aplicables. Entre los aspectos que deberán considerarse, se encuentran los siguientes:
a)     Condiciones ambientales del sitio;
b)    Movimientos de la boya, fuerzas del viento, oleaje, corrientes, variaciones de la marea, condiciones del lecho marino, área de maniobra, profundidad del lecho;
c)     Arreglos estructurales;
d)    Protección a la corrosión;
e)     Requerimientos de diseño y materiales de los componentes de la boya, como tuberías, estructuras, mangueras de trasiego, y otros equipos y accesorios;
f)     Condiciones de descarga;
g)    Condiciones de anclaje y amarre;
h)    Diseño del sistema eléctrico;
i)     Diseño del sistema contra incendios y otros requerimientos de rescate y evacuación, en su caso, y
j)     Diseño de sistemas de control, en su caso.
Capítulo 5 Operación de una IRGE
5.1 Personal calificado
5.1.1 La operación de los sistemas que integran la IRGE sólo podrá ser realizada por personal calificado para las funciones asignadas.
5.2 Pruebas preoperativas, operativas y de desempeño
5.2.1 Una vez concluida la fase de construcción de una IRGE nueva, se deben realizar pruebas preoperativas, operativas y de desempeño a sus instalaciones. Cuando proceda una modificación técnica, se deberán realizar las pruebas correspondientes únicamente en lo concerniente a dichas modificaciones. El Permisionario deberá guardar los resultados, gráficas y registros de dichas pruebas, las acciones derivadas de las mismas y la bitácora de esas actividades, y proporcionarlas a la Comisión y a la Unidad de Verificación o Tercero Especialista cuando le sean requeridas.
 
5.2.2 Previo al inicio de operaciones de una IRGE nueva, o como resultado de una modificación técnica, el Permisionario deberá actualizar el estudio de riesgos correspondiente, de conformidad con la regulación técnica vigente en la materia.
5.2.3 Cuando una IRGE forme parte de un Sistema de transporte al que la Comisión haya otorgado un permiso en los términos de la regulación aplicable, y que al inicio de vigencia de esta norma oficial mexicana de emergencia haya concluido la etapa de construcción pero no haya iniciado operaciones, deberá cumplir con lo establecido en la disposición 5.2 de este Anexo.
5.2.4 Pruebas preoperativas
5.2.4.1 El Permisionario debe establecer procedimientos para realizar pruebas preoperativas de la IRGE, mismas que consisten en pruebas de tipo estático. Los procedimientos deben basarse en las especificaciones de los fabricantes de equipos, materiales y tuberías, y deben considerar lo siguiente:
a)     Los componentes, las etapas y la secuencia en que se deben realizar las pruebas;
b)    Los controles y válvulas mediante los cuales se aislarán los componentes de los diferentes sistemas que integran la IRGE para realizar las pruebas individuales requeridas, las pruebas de los sistemas y las pruebas de las instalaciones completas;
c)     Las variables que se deben medir durante las pruebas y los resultados que se deben obtener para ser aprobadas;
d)    Las actividades, responsabilidad y capacitación del personal asignado a la realización de las pruebas preoperativas;
e)     Los ajustes de los dispositivos de relevo de presión o vacío, o la presión de operación máxima o mínima de cada componente, y
f)     Los sistemas de seguridad de la IRGE.
5.2.5 Pruebas en recipientes, tuberías y accesorios
5.2.5.1 Antes del arranque inicial de la IRGE deben realizarse las pruebas hidrostática o neumática del sistema.
5.2.5.2 Los recipientes horizontales y verticales nuevos, fabricados de conformidad con la NOM-009-SESH-2011, deben contar con el certificado de fabricación que acredite la prueba hidrostática.
5.2.5.3 Los recipientes a presión esféricos deberán probarse hidrostáticamente conforme con lo establecido en la NOM-009-SESH-2011 o en aquella que la sustituya.
5.2.5.4 La tubería y accesorios de la IRGE deben probarse hidrostáticamente a 1.5 veces o neumáticamente a 1.1 veces la máxima presión de diseño.
5.2.5.5 Una vez realizadas las pruebas a los tanques y recipientes, se deberá observar lo establecido en la disposición 5.6 de este Anexo para la puesta en servicio de estos componentes.
5.2.6 Pruebas operativas y arranque inicial
5.2.6.1 El Permisionario debe contar con procedimientos aplicables al arranque inicial de la IRGE o de cualquier componente, los cuales deben contener como mínimo lo siguiente:
a)     Descripción de cada sistema o componente para el cual está hecho, incluyendo la filosofía de control y condiciones de diseño;
b)    Secuencia lógica detallada de dicho proceso para garantizar que los componentes operen satisfactoriamente;
c)     Secuencia lógica para vaciar y sacar de servicio, llenar y poner nuevamente en servicio componentes y sistemas;
d)    Descripción del purgado e inertizado de sistemas y tuberías para la operación inicial que contengan fluidos peligrosos;
e)     Secuencia de enfriamiento de los componentes de cada sistema que está sujeto a temperaturas criogénicas. El enfriamiento debe ser controlado para asegurar que los esfuerzos térmicos se mantengan dentro de los límites de diseño de los materiales con atención especial al desempeño de los lazos de expansión y libre movimiento del mecanismo deslizante;
f)     Descripción para evaluar tuberías criogénicas, en su caso, durante y después de la estabilización del enfriamiento para detectar fugas en bridas, válvulas y sellos;
 
g)    Listado de soluciones a problemas típicos de la operación;
h)    Secuencia lógica para vaciar y sacar de servicio, llenar y poner nuevamente en servicio componentes y sistemas.
i)     Descripción del trasiego de GLP y fluidos peligrosos incluyendo cómo prevenir el llenado excesivo de los tanques y recipientes;
j)     Descripción de las obligaciones de la persona asignada a la operación de cada subsistema o instalación.
5.2.6.2 El Permisionario debe considerar que durante el arranque inicial se pueden presentar desviaciones en los parámetros previstos en los procedimientos escritos, por lo que será necesario hacer ajustes y cambios en dichos procedimientos. Por ello:
a)     Debe designar un grupo responsable de aprobar los ajustes y cambios en los procedimientos que sean necesarios, y
b)    Cualquier ajuste o cambio de cualquier parámetro debe ser analizado y aprobado por este grupo responsable.
5.2.7 Pruebas de desempeño
5.2.7.1 El Permisionario debe establecer procedimientos para la ejecución de pruebas de desempeño para evaluar el cumplimiento de las especificaciones de diseño de la IRGE. En dichos procedimientos se deben establecer los parámetros y aspectos operativos siguientes:
a)     Flujo nominal de recepción de GLP;
b)    Flujo nominal de entrega de GLP;
c)     Operación a capacidad nominal del sistema de bombeo;
d)    Flujo nominal del sistema de agua contra incendios;
e)     Operación del sistema de paro de emergencia;
f)     Operación del sistema de alarmas, y
g)    Consumo de energía eléctrica.
5.2.7.2 El Permisionario debe establecer un programa de verificación de las pruebas de desempeño que considere al menos, lo siguiente:
a)     Atestiguamiento por parte de la Unidad de Verificación de las pruebas de desempeño, y
b)    Reporte del resultado de las pruebas correspondientes realizadas.
5.3 Manual de operación
5.3.1 Cada IRGE es única en cuanto a su ubicación, capacidad, configuración, diseño y personal operativo, por lo que su operación se debe analizar de acuerdo con las características propias, a fin de identificar y controlar los riesgos potenciales.
5.3.2 El Permisionario debe desarrollar un programa de información a las autoridades de protección civil de la localidad o su equivalente, sobre las actividades de la IRGE, los riesgos identificados y las medidas que se han tomado para minimizar la probabilidad de ocurrencia.
5.3.3 El Permisionario debe elaborar un Manual de Operación que:
a)     Esté disponible en un lugar de acceso inmediato, donde pueda ser consultado por el personal que lo requiera.
b)    Describa los componentes de la IRGE de acuerdo con los procedimientos establecidos en el manual.
c)     Se actualice cuando se presenten cambios en los equipos o procesos de la IRGE.
d)    Incorpore un programa de capacitación al personal operativo de la IRGE, con objeto de desarrollar conocimientos y experiencia en la aplicación de procedimientos e instrucciones de forma tal que las instalaciones se operen de manera segura.
5.4 Contenido del manual de operación
5.4.1 El Manual de Operación de la IRGE debe contener al menos los documentos siguientes:
5.4.1.1 Los procedimientos de operación para los sistemas y componentes.
 
5.4.1.2 Los planos, diagramas de ingeniería y registros actualizados.
5.4.1.3 El plan para atención de emergencias que contenga el enlace con las autoridades locales, tales como policía, H. Cuerpo de Bomberos y Protección Civil municipal o delegacional, con objeto de mantenerlos informados sobre dichos planes y sus funciones en situaciones de emergencia.
5.4.1.4 Los procedimientos para el registro y análisis de incidentes, así como eventos inseguros en los que se describan sus causas y cómo prevenir su incidencia.
5.5 Procedimientos de operación
5.5.1 Operación Normal
El Manual de Operación debe contener procedimientos para el arranque inicial de la IRGE, procedimientos de operación normal, paro y vuelta a servicio normal de las instalaciones, así como aquellos específicos para operaciones de trasiego de GLP y procedimientos especiales contenidos en esta sección.
5.5.1.1 Los procedimientos para la operación normal deben incluir los aspectos siguientes:
a)     Descripción de los componentes y sistemas vinculados a dicho procedimiento, filosofía de operación y control, limitaciones, propósito y condiciones de operación normal.
b)    Ajuste de los sistemas de control para asegurarse que la operación se realice dentro de los límites de diseño, incluyendo un listado de alarmas de alta y baja donde corresponda.
c)     Monitoreo y control de temperatura, presión y flujo de entrega de GLP para mantenerlos dentro de los límites de operación previstos.
d)    Identificación de condiciones de operación anormales y procedimientos para corregirlas y volver a la operación normal.
e)     Descripción para parar y volver a poner en servicio los componentes de la IRGE
f)     Trasiego seguro de GLP y fluidos peligrosos incluyendo cómo prevenir el llenado excesivo de los tanques o recipientes.
g)    Calificación del personal.
h)    Descripción de las obligaciones de la persona asignada a la operación de cada subsistema o instalación.
i)     Especificaciones de los ajustes de los dispositivos de relevo de presión o vacío, o la presión de operación máxima o mínima de cada componente.
j)     Descripción de los sistemas de seguridad de la IRGE.
5.5.1.2 Los procedimientos para el monitoreo de la operación de cada subsistema y la integridad mecánica de las estructuras en las cuales existe peligro para las personas y sus bienes, deben considerar lo siguiente:
a)     Las actividades de monitoreo permanente de las variables de operación mediante un sistema de control.
b)    Actividades de inspección a los procesos y equipos por personal capacitado.
5.5.2 Operación Anormal
5.5.2.1 Plan de atención de condiciones anormales. Se debe contar con un plan que describa los procedimientos que se deben aplicar para corregir, en el menor tiempo posible, las condiciones anormales de operación para evitar una fuga de GLP en algún sistema de la IRGE, que pudiese causar daños a las personas e instalaciones propias o de terceros en la vecindad de éstas.
5.5.2.2 Deben evitarse las siguientes condiciones anormales en los tanques o recipientes de almacenamiento que pueden causar una fuga de vapor de GLP:
a)     Llenado excesivo. Para controlarlas, los tanques o recipientes deben contar con:
1.     Dispositivos de control de nivel o de máximo llenado, y
2.     Sistemas de válvulas de corte y de aislamiento para detener o desviar rápidamente el flujo de GLP sin causar incrementos de presión en algún otro punto del sistema de trasiego.
b)    Presión excesiva. Se deben considerar las causas probables, entre ellas, las siguientes:
1.     Acumulación de no condensables.
2.     Incremento de la temperatura en el tanque.
3.     Contaminación del GLP con un líquido con presión de vapor más alta.
 
c)     Reducción de la presión del tanque, mediante:
1.     Venteo seguro de vapores no condensables.
2.     Enfriamiento, por medio de agua, de la envolvente del tanque.
3.     Extracción de GLP del tanque.
5.5.2.3 Plan de atención a fugas de GLP. Se deben definir acciones para detener la emisión y dispersar la nube de vapor de GLP en el menor tiempo posible para minimizar la exposición del personal, las instalaciones y la comunidad.
5.5.2.4 Las operaciones que tienen mayor riesgo de fugas de GLP en los tanques o recipientes a presión para almacenamiento son, entre otras, las siguientes:
a)     Trasiego del producto;
b)    Purgado de agua;
c)     Toma de muestras, y
d)    Venteo de no condensables.
5.5.2.5 Las fugas más frecuentes en una IRGE son las siguientes:
a)     Fuga debida a falla en la bomba de trasiego;
b)    Formación de hielo que impide el cierre de la válvula durante la extracción de agua del tanque;
c)     Fugas en bridas o fallas en tuberías, y
d)    Apertura de la válvula de relevo de presión a un valor menor al establecido.
5.5.2.6 Para controlar las fugas se deben considerar, entre otras, las acciones siguientes:
a)     Cerrar las válvulas requeridas para aislar la fuga;
b)    Inyectar agua en el tanque para desalojar el GLP y convertirla en una fuga de agua;
c)     Dispersar el vapor de GLP con un chorro de agua hasta que baje la presión del sistema, y
d)    Bajar la presión del tanque mediante venteo de vapor para reducir la tasa de la fuga.
5.6 Puesta en servicio de tanques y recipientes para almacenamiento de GLP
5.6.1 El Permisionario no debe poner en operación ningún componente de la IRGE o cargarla de GLP hasta en tanto se hayan subsanado todas la no conformidades y observaciones establecidas en el acta o actas circunstanciadas elaboradas por la UV o Tercero Especialista que pudieran comprometer la seguridad de las instalaciones.
5.6.2 El procedimiento para la puesta en servicio de los tanques de almacenamiento o recipientes a presión debe realizarse aplicando alguno de los procedimientos descritos en las disposiciones 5.6.3 a 5.6.8 siguientes:
5.6.3 Se purga el aire aplicando alguno de los procedimientos descritos en las disposiciones 5.6.4 a 5.6.6 siguientes y se inyecta vapor de GLP al tanque para aumentar la presión interior antes de llenarlo con GLP líquido para evitar que éste se vaporice a baja presión y enfríe el material del tanque de almacenamiento o recipiente a presión y la tubería a una temperatura baja que podría hacerlo frágil y quebradizo. El procedimiento debe considerar lo siguiente:
a)     La temperatura mínima permisible, la cual debe ser utilizada para determinar la presión mínima en el tanque de almacenamiento o recipiente a presión de GLP, de acuerdo con lo establecido en las Normas aplicables.
b)    El venteo de gases y vapores no condensables puede ser a la atmósfera o a un sistema de purgado.
c)     La revisión de la instalación para detectar fugas durante la presurización y llenado iniciales.
d)    La revisión de los instrumentos y componentes de las tuberías que funcionen de manera adecuada.
e)     La aplicación de una lista de verificación de los requisitos de seguridad previa al inicio de la operación de llenado del tanque.
5.6.4 El recipiente a presión o tanque de almacenamiento se llena con agua para desalojar el aire. Este procedimiento es preferido cuando éstos son sometidos a pruebas hidrostáticas.
 
a)     Posteriormente se desaloja el agua con vapor de GLP procedente de otro tanque a presión.
b)    La tasa de inyección de vapor de GLP debe ser suficiente para mantener en todo momento una presión positiva en el recipiente a presión o tanque de almacenamiento.
c)     La presión debe medirse en la parte superior del recipiente a presión o tanque de almacenamiento.
d)    No se debe introducir GLP líquido al recipiente a presión o tanque antes de haberlo presurizado con vapor de GLP y de haber drenado por completo el agua.
5.6.5 Para purgar el aire, el recipiente a presión o tanque de almacenamiento se llena con gas inerte, por ejemplo, nitrógeno.
a)     Posteriormente, el tanque de almacenamiento o recipiente se presuriza con vapor de GLP procedente de otro tanque.
b)    Cuando se introduzca el GLP líquido se debe monitorear la presión del recipiente o tanque a efecto de ventear la mezcla de vapor de GLP o el gas inerte no condensable, según sea el caso, para evitar que opere su válvula de relevo de presión.
5.6.6 Para purgar el aire, el recipiente a presión o tanque de almacenamiento se llena con vapor de GLP procedente de otro tanque a presión, para llevar la atmósfera en su interior rápidamente a través del rango inflamable y exceder el límite superior de inflamabilidad.
a)     Este procedimiento es seguro porque no hay fuentes de ignición dentro del tanque de GLP.
b)    Cuando se introduzca el GLP líquido se debe monitorear la presión del recipiente o tanque de GLP a efecto de ventear la mezcla de vapor de GLP y aire de manera segura según se requiera para evitar que opere la válvula de relevo de presión del tanque de GLP.
c)     Si las disposiciones legales aplicables lo permiten, es preferible ventear a la atmósfera la mezcla de vapor de GLP y aire.
d)    Si la mezcla de vapor de GLP y aire debe ventearse hacia un quemador elevado o a un sistema de incineración, dicha mezcla no debe estar en el rango de inflamabilidad.
5.6.7 El GLP líquido se inyecta directamente al interior de un recipiente a presión o tanque de almacenamiento lleno con aire, siempre y cuando se considere la temperatura de vaporización del GLP líquido, ya que éste inicialmente se vaporiza en el fondo del tanque a la presión que prevalece en su interior. Se deben considerar los aspectos siguientes:
a)     El metal del tanque debe resistir la temperatura mínima para la presión en el tanque.
b)    La estructura en la parte inferior del tanque debe resistir los esfuerzos excesivos debidos a la contracción térmica diferencial.
5.6.8 Se puede aplicar el procedimiento para llenado con GLP líquido siguiente:
a)     Se introducen cantidades pequeñas de GLP líquido al recipiente a presión o tanque de almacenamiento, intercaladas con periodos de espera para permitir que se estabilice la temperatura.
b)    Se monitorea la presión en el recipiente o tanque y la temperatura de la parte inferior para asegurar que se cumpla con los límites especificados.
c)     La atmósfera en el recipiente o tanque pasará a través del rango inflamable y se convertirá en una mezcla rica en combustible que no favorecerá su ignición. Se debe monitorear su presión durante el llenado y ventear la mezcla rica de vapor de GLP y el aire de manera segura, según se requiera, para evitar que opere su válvula de relevo de presión.
5.7 Trasiego de GLP
5.7.1 El procedimiento para llevar a cabo la operación de trasiego de GLP debe considerar al menos los rubros siguientes, según corresponda:
a)     Conectar mangueras o brazos, conexión a tierra, operar válvulas para permitir el flujo de GLP, incrementar el flujo con la tasa adecuada, operar válvulas para reducir el flujo, despresurizar conexiones y desconectar mangueras o brazos.
b)    El área de trasiego debe estar atendida permanentemente por personal capacitado. Lo anterior, se refiere a la atención o vigilancia continua de las condiciones previa y durante la operación de trasiego, presencia de fugas en conexiones y mangueras, funcionamiento de dispositivos de control, entre otros.
 
c)     Durante el trasiego se deben monitorear desde el centro de control las condiciones de presión, temperatura y nivel de líquido de los tanques o recipientes en operación, tanto del que se llena como del que se vacía.
d)    El tanque o recipiente se debe llenar de forma que quede espacio para la expansión térmica del líquido sin que se produzca presión excesiva que pudiera causar venteo de líquido.
e)     Se debe conectar la línea de trasiego de vapor entre los tanques o recipientes en operación, o algún otro medio, para evitar que se produzca presión excesiva en el tanque durante el llenado o presión negativa excesiva (vacío) en tanque durante el vaciado.
f)     Las instrucciones para trasiego seguro se deben colocar en un lugar visible en el área de trasiego.
5.7.2 Se debe contar con los medios y los procedimientos necesarios para prevenir posibles riesgos durante el trasiego de GLP y, en caso de ocurrencia, para proteger al personal y las instalaciones. Entre los posibles riesgos se deben considerar los siguientes:
a)     Llenado excesivo del recipiente a presión o tanque de almacenamiento;
b)    Presión excesiva en el recipiente a presión o tanque de almacenamiento;
c)     Contaminación del GLP, y
d)    Fugas en las mangueras de trasiego de GLP.
5.7.3 Protección contra el llenado excesivo del tanque de GLP
a)     Se deben preparar procedimientos específicos e instrucciones operativas claras que cubran situaciones normales y de emergencia para el llenado de tanques o recipientes.
b)    Se deben identificar claramente las tuberías y válvulas para asegurar que se fije la ruta correcta para el trasiego de GLP.
c)     Las identificaciones de tuberías y válvulas deben ser legibles bajo las condiciones climáticas previstas, por ejemplo, nieve o escarcha.
d)    Durante el trasiego se debe monitorear que el nivel y la tasa de llenado del tanque cumplan con las condiciones previstas.
e)     Los tanques y recipientes a presión deben contar con alarmas de nivel alto y bajo.
5.7.4 Protección contra presión excesiva en el tanque de almacenamiento o recipiente a presión de GLP
a)     Se debe contar con protección contra las causas probables de presión excesiva, entre otras, las siguientes:
1.     Acumulación de gas no condensable en el tanque de almacenamiento o recipiente a presión;
2.     Contaminación debida a alineación o cierre inadecuados de válvulas.
b)    Se debe monitorear la presión del recipiente a presión o tanque de almacenamiento para detectar condiciones anormales a efecto de corregirlas oportunamente.
c)     Se debe contar con dispositivos de cierre y válvulas de aislamiento adecuados para controlar las condiciones anormales oportunamente en los sistemas de trasiego.
5.7.5 Verificación de las mangueras de trasiego.
5.7.5.1 Antes de operar las mangueras de trasiego, se debe:
a)     Verificar que sean de un tramo continuo, sin uniones ni acoplamientos intermedios, a menos que en dicho tramo se instale un dispositivo de seguridad (separador mecánico); las mangueras pueden ser de material conductor o no conductor.
b)    Probarse hidrostáticamente a intervalos regulares durante su vida de servicio. Los intervalos de las pruebas pueden variar de 6 meses a 1 año, o cuando se detecten defectos, daños o deterioro.
c)     Inspeccionarse visualmente cada vez que se usen para detectar defectos, daños y deterioro, y
d)    Instalar conectores herméticos para evitar emisiones de vapores de GLP.
5.7.6 Trasiego de GLP desde y hacia auto-tanques, semirremolques y carro-tanques.
5.7.6.1 El Permisionario o, en su caso, el operador de la IRGE, deberá establecer un procedimiento de control de acceso para auto-tanques, semirremolques y carro-tanques a las instalaciones.
 
5.7.6.2 El acceso al público a las áreas destinadas para el trasiego de GLP está prohibido, excepto donde sea necesario para realizar las operaciones propias de las instalaciones.
5.7.6.3 Después de estacionar los auto-tanques o semirremolques, pero previo al inicio del trasiego, se deben llevar a cabo las acciones siguientes:
a)     Colocar letreros que muestren las leyendas: Peligro; Descarga de líquido inflamable; Se prohíbe fumar; Prohibido a personas ajenas; No encender luces, entre otras, que resulten necesarias.
a)     Apagar el motor del vehículo;
b)    Accionar el freno;
c)     Desconectar el sistema eléctrico;
d)    Calzar las ruedas para impedir el movimiento del vehículo en cualquier dirección;
e)     Conectar a tierra el vehículo;
f)     Verificar el nivel del recipiente a presión que recibirá el GLP para evitar que sea llenado en exceso, y
g)    Verificar que las herramientas de mano sean antichispa y que las lámparas sean a prueba de explosiones.
5.7.6.4 Para los carro-tanques aplica lo siguiente:
a)     Se deben colocar señalamientos de prevención o dispositivos de seguridad en los extremos activos de los costados del furgón;
b)    Se deben calzar las ruedas para evitar que el carro-tanque se mueva;
c)     Los carro-tanques que se encuentren en la espuela de trasiego se deben proteger contra otros furgones o locomotoras en movimiento mediante los dispositivos adecuados, por ejemplo, un cambiador de vía temporal cerca del inicio de la espuela.
d)    Conectar el carro-tanque a tierra;
e)     Verificar el nivel del recipiente a presión que recibirá el GLP para evitar que sea llenado en exceso, y
f)     Verificar que las herramientas de mano sean antichispa y que las lámparas sean a prueba de explosiones.
5.7.6.5 Previo a la carga de auto-tanques, semirremolques y carro-tanques se debe verificar lo siguiente:
a)     Que no contengan líquido remanente; lo anterior, en caso que el vehículo no se utilice exclusivamente para GLP.
b)    Una inspección visual para confirmar que no hay evidencia de fugas.
5.7.6.6 Previo a la descarga desde auto-tanques, semirremolques y carro-tanques se debe verificar lo siguiente:
a)     Que la cantidad y el tipo de producto que contiene el recipiente a presión del vehículo sean los previstos para dicha operación;
b)    Que el tanque de almacenamiento o recipiente a presión que lo recibirá tenga capacidad disponible suficiente, sin que se llene en exceso, y
c)     Cuando el clima esté frío, que el recipiente a presión del vehículo tenga presión positiva suficiente para realizar la descarga. Si no es así, se deben tener los medios para incrementar la presión del GLP dentro de dicho tanque.
5.7.7 Carga y descarga de buque-tanques
5.7.7.1 Antes de iniciar las operaciones de trasiego, la persona encargada de dichas actividades en el buque-tanque y la persona encargada de las instalaciones en el muelle deben inspeccionar los sistemas respectivos. Asimismo, se deben colocar letreros grandes de alerta en diversos puntos estratégicos en el área marina que sean visibles en el muelle y zona de atraque. Los letreros deberán mostrar las leyendas: Peligro; Descarga de líquido inflamable; Se prohíbe fumar; Se prohíben visitas; No encender luces, entre otras, que resulten necesarias.
5.7.7.2 La inspección a los sistemas debe asegurar que el equipo designado para el trasiego de GLP, así como las mangueras, han sido objeto de un adecuado mantenimiento, probados y se encuentran en condiciones de operación.
 
5.7.7.3 Una vez concluida la inspección, las personas responsables de las instalaciones aludidas deben reunirse para comentar los procedimientos de trasiego y, cuando estén listos, cada uno debe notificar al otro que la instalación respectiva se encuentra preparada para iniciar las operaciones de trasiego.
5.7.7.4 Se debe verificar el adecuado funcionamiento del sistema de paro de emergencia con activación remota. Deberá estar disponible para su uso en el muelle un detector portátil de GLP, calibrado para detectar dicho gas.
5.7.7.5 Cuando se estén realizando operaciones de trasiego y se requiera usar equipo portátil eléctrico a una distancia menor de 30 m de la conexión de trasiego, dicho equipo deberá apegarse a las Normas aplicables.
5.7.7.6 El equipo eléctrico utilizado durante la operación de trasiego y después de concluida ésta, deberá apegarse a lo establecido en las Normas aplicables.
5.7.7.7 El equipo de seguridad enunciado a continuación deberá colocarse en la zona de atraque de la embarcación y estar listo para su uso inmediato por el personal que se encuentra trabajando o cuando esté una embarcación atracada:
a)     Salvavidas con cuerdas suficientemente largas;
b)    Manta de protección, y
c)     Chalecos de flotación o trajes de inmersión adecuados para el personal que trabaja en esa área y para la temperatura del agua.
5.7.7.8 Se deben definir, en coordinación con las autoridades competentes, las condiciones límite, atmosféricas y marítimas, que determinen la interrupción de las operaciones de descarga y para la desconexión del buque.
5.7.7.9 Debe cerciorarse que hay una adecuada conexión eléctrica entre la embarcación y el atracadero antes de iniciar las operaciones de trasiego de producto.
5.7.7.10 El cable para corrientes parásitas debe conectarse a la embarcación antes de realizar la conexión a las mangueras y brazos de descarga, y permanecer conectado hasta que las mangueras y brazos de descarga sean desconectados.
5.8 Extracción de agua
5.8.1 Las IRGE deben contar con procedimientos e instructivos operativos, de acuerdo con las instalaciones y dispositivos que dispongan, para extraer en forma segura el agua que se acumule, en su caso.
5.9 Toma de muestras de GLP
5.9.1 Cuando se requiera tomar muestras de GLP, se deben considerar los aspectos siguientes:
a)     Contar con procedimientos específicos e instructivos operativos detallados para determinar la calidad del GLP.
b)    Emplear mangueras de materiales y clasificación de presión apropiadas.
c)     Para evitar que un tanque de muestras acumule carga electrostática durante la toma de muestras, dicho tanque debe conectarse eléctricamente a la tubería o las mangueras para toma de muestras deben ser eléctricamente conductoras.
d)    Los tanques de muestras se deben inspeccionar cada vez que se usen para detectar daños que pudieran causar fallas.
e)     Cada tubería para toma de muestras debe contar con dos válvulas, una en el punto de conexión para toma de muestras y otra válvula separada de la primera, al menos 15 cm aguas arriba, para proteger contra escarcha por autorrefrigeración y fugas debido a conexiones inadecuadas. El operador debe tener fácil acceso a ambas válvulas.
f)     El punto de conexión para los tanques de muestras no debe estar en la parte inferior del recipiente a presión o tanque de almacenamiento de GLP para evitar que las fugas y el fuego, en caso de presentarse, impacten directamente al tanque.
g)    Cuando se requiera descargar los tanques de muestras antes de tomar las muestras, se deben tomar medidas para evitar que el vapor de GLP afecte al operador y que haya fuentes de ignición en el área.
 
5.10 Desfogue de gases no condensables
5.10.1 Los gases no condensables, inclusive el aire, pueden penetrar a los tanques o recipientes a presión para almacenamiento por diversas causas, entre las más probables están las siguientes:
a)     Gases mezclados o introducidos en procesos como el endulzado;
b)    Operación de dispositivos inhibidores de condiciones de vacío;
c)     Fugas en el sistema mientras se encuentra bajo vacío;
d)    Aire o gas inerte en un tanque cuando éste se pone en servicio, y
e)     Líneas de retorno de vapor desde los tanques que contienen aire o gas inerte antes del llenado.
5.10.2 Cuando sube el nivel del GLP líquido en el recipiente a presión o tanque de almacenamiento, se comprimen los gases no condensables en el espacio arriba del nivel del GLP y se puede operar la válvula de relevo de presión del tanque. En caso de ocurrir lo anterior, se debe implementar lo siguiente:
a)     Criterios para ventear el espacio arriba del nivel del líquido, por ejemplo, cuando se excedan valores especificados para la concentración de oxígeno o para la presión del vapor del GLP, o
b)    Medidas para que el venteo se dirija a un quemador.
5.11 Sistema de control.
5.11.1 Se debe evaluar la operación adecuada del sistema de control.
5.11.2 Los Permisionarios que se encuentren operando una IRGE a la entrada en vigor de esta norma oficial mexicana de emergencia deben evaluar la capacidad de respuesta de su sistema de control con relación a los riesgos existentes e identificar la necesidad de incorporar tecnologías y sistemas de control que permitan una operación más segura y efectiva. El sistema óptimo lo constituye un Sistema de control distribuido (SCD) de conformidad con la disposición 2.10.1 de este Anexo, por lo que los Permisionarios deben evaluar la viabilidad de la incorporación de tecnologías que les permitan incrementar la efectividad de sus sistemas de control.
5.12 Desmantelamiento y retiro de uso y operación de las instalaciones.
5.12.1 El Permisionario debe elaborar un procedimiento para el desmantelamiento, retiro de uso y operación de las instalaciones de una IRGE que considere, como mínimo, lo siguiente:
a) La delimitación y señalización de las instalaciones a desmantelar que incluya las interfaces o puntos de interconexión con otros sistemas en operación.
b) La separación de los puntos de interconexión con otros sistemas mediante bridas ciegas. No se permite el uso de juntas ciegas.
c) El retiro seguro del GLP remanente, para evitar la presencia de residuos que pongan en riesgo al personal.
d) En su caso, los procedimientos y actividades de inertización.
5.13 Requisitos de operación para instalaciones de trasiego de GLP mediante boyas.
5.13.1 En caso de que la IRGE cuente con boyas para el trasiego del producto desde buque tanques, el Permisionario deberá considerar las medidas operativas correspondientes a las que hace referencia en las Normas aplicables. En caso de desmantelamiento y retiro de uso y operación, deberán observarse, en lo conducente, las medidas establecidas en las Normas aplicables.
Capítulo 6 Mantenimiento de las instalaciones de una IRGE
6.1 Manual de mantenimiento
6.1.1 La IRGE debe contar con un manual de mantenimiento que contenga, al menos, lo siguiente:
a)     Los planes documentados en los que se especifique, para cada componente y equipo de la IRGE que lo requiera, la inspección y el mantenimiento periódico que se debe realizar de acuerdo a las recomendaciones del fabricante y las prácticas reconocidas en la industria para asegurar su funcionamiento adecuado;
b)    Los procedimientos e instructivos específicos para realizar los trabajos de inspección y mantenimiento especificados en los planes correspondientes;
c)     Los requisitos e instructivos para garantizar la seguridad de las personas y de las instalaciones de la IRGE durante las reparaciones de equipos, componentes y sistemas de soporte;
 
d)    La descripción de la capacitación y habilidades que requiere el personal de mantenimiento, relacionado con condiciones de seguridad, para reconocer las condiciones operativas que potencialmente puedan estar relacionadas con aspectos que implican riesgo para la seguridad de la IRGE y su mitigación;
e)     La descripción de acciones adicionales al mantenimiento preventivo necesarias para mantener las instalaciones de la IRGE, de conformidad con lo establecido en este Anexo, y
f)     El programa y registro anual desglosado mensualmente para controlar la realización de los trabajos de inspección y mantenimiento.
6.2 Requisitos del manual de mantenimiento
6.2.1 El manual de mantenimiento debe cumplir los requisitos siguientes:
a)     Estar disponible en un lugar donde pueda ser consultado por el personal que lo requiera;
b)    Actualizarse cuando ocurran cambios en las instalaciones y/o procesos de la IRGE, y
c)     Aplicarse cuando se realice el mantenimiento de sistemas, componentes y equipos de la IRGE.
6.3 Administración del mantenimiento
6.3.1 La IRGE debe contar con un libro bitácora de la operación, mantenimiento y seguridad que debe actualizarse semanalmente. Asimismo, debe contar con un sistema para la administración de los trabajos de mantenimiento.
6.4 Mantenimiento de sistemas, componentes y equipos
6.4.1 En las actividades de mantenimiento de sistemas y componentes se debe observar lo siguiente:
a)     Para poner, retornar o mantener en servicio algún sistema, componente o equipo se debe verificar que ha recibido mantenimiento de conformidad con el manual correspondiente.
b)    Los procedimientos de mantenimiento preventivo deben tener por objeto evitar fugas de GLP de tanques o recipientes para almacenamiento, tuberías o equipo de la IRGE.
c)     El mantenimiento sólo podrá ser realizado por personas que hayan recibido capacitación y demostrado habilidad y experiencia para desempeñar las funciones que les sean asignadas.
d)    Las cimentaciones y los sistemas de soporte de cada componente de la IRGE deben inspeccionarse de conformidad con los programas de mantenimiento correspondientes para verificar que no tengan cambios que pudieran deteriorar su funcionamiento.
e)     La operación de cada fuente de potencia eléctrica de emergencia se debe comprobar de acuerdo a las recomendaciones del fabricante. En la prueba de capacidad se debe considerar la potencia y carga necesarias para arrancar y operar simultáneamente el equipo que tendría que ser accionado por la IRGE en una emergencia.
f)     Cuando un dispositivo de seguridad sea puesto fuera de servicio para darle mantenimiento, el componente para el cual sirve dicho dispositivo también debe ser puesto fuera de servicio, a menos que la misma función de seguridad sea proporcionada por un medio alterno.
g)    Si la operación inadvertida de un componente puesto fuera de servicio puede causar una condición insegura, dicho componente debe tener un letrero en el lugar donde se controla su operación con la advertencia "No Operar".
h)    Los cambios en el programa de mantenimiento de los equipos de seguridad deben estar justificados técnicamente y quedar documentados.
i)     Se deben bloquear o fijar en posición abierta las válvulas para el aislamiento de dispositivos de relevo de vacío o presión.
j)     Las válvulas accionadas manualmente, sólo podrán ser manipuladas por personal autorizado.
k)     No se debe cerrar más de una válvula al mismo tiempo.
6.5 Mantenimiento de tanques y recipientes para almacenamiento de GLP.
6.5.1 En el mantenimiento de tanques y recipientes para almacenamiento se debe observar lo siguiente:
a)     La inspección y mantenimiento deben cumplir con las Normas aplicables.
b)    Deben inspeccionarse periódicamente para identificar, en su caso, corrosión externa e interna, deterioro y daños que puedan aumentar el riesgo de fuga o falla.
 
c)     Los intervalos entre inspecciones y las técnicas de inspección aplicadas deben ser determinados aplicando las Normas aplicables, con base en las características corrosivas del GLP que se maneje y de su historial de corrosión.
d)    Se debe dar mantenimiento y probar periódicamente los instrumentos para monitorear y controlar la operación de los tanques y recipientes para almacenamiento.
e)     Las válvulas para aislar instrumentos y dispositivos de seguridad de los tanques y recipientes para almacenamiento deben mantenerse en óptimas condiciones operativas para que sea viable realizar el mantenimiento preventivo y reparaciones sin sacarlos de servicio.
6.6 Mantenimiento de válvulas
6.6.1 En el mantenimiento de válvulas se deben tener presente los aspectos siguientes:
a)     Las válvulas de relevo de presión, de vacío y sistemas de despresurización de vapor, válvulas de cierre de emergencia, válvulas de no retroceso y otros equipos para prevenir o controlar la emisión accidental de GLP, deben inspeccionarse, probarse y darles servicio de acuerdo con las recomendaciones del fabricante. La frecuencia para realizar pruebas y dar servicio de mantenimiento dependerá del tipo de dispositivo o sistema, del riesgo asociado a la falla o mal funcionamiento, así como del historial de funcionamiento del dispositivo o sistema.
b)    Disponer de un procedimiento para asegurarse que las válvulas de aislamiento permanezcan abiertas durante la operación. Esto se puede hacer, entre otros, mediante dispositivos de bloqueo, listas de verificación y procedimiento de etiquetado.
c)     Controlar la operación de las válvulas para aislar el dispositivo de relevo de presión o de vacío con candados o sellos que las mantengan abiertas.
6.7 Mantenimiento de los sistemas de control
6.7.1 En las actividades de mantenimiento de los sistemas de control debe considerarse lo siguiente:
a)     Se deben inspeccionar al menos anualmente los dispositivos de paro automático.
b)    Los sistemas de control que normalmente están en operación deben inspeccionarse y probarse una vez cada año calendario.
c)     Los sistemas de control que sean utilizados por temporadas deben inspeccionarse y probarse cada temporada antes de entrar en operación.
d)    Cuando un componente esté protegido por un dispositivo de seguridad único y éste sea desactivado para mantenimiento o reparación, el componente debe ponerse fuera de servicio, a menos que se implementen medidas de seguridad alternas.
e)     Cuando un sistema de control ha estado fuera de servicio por 30 días o más, antes de que se vuelva a poner en operación debe inspeccionarse y comprobarse la aptitud de operación de dicho sistema.
6.8 Mantenimiento del sistema de protección contra incendios
6.8.1 Los equipos de control del sistema de protección contra incendios deben inspeccionarse y probarse a intervalos regulares que no excedan 6 meses.
a)     El mantenimiento de los equipos de control debe programarse de manera que una parte mínima de los equipos sean puestos fuera de servicio en forma simultánea y que dichos equipos se vuelvan a poner en servicio en el menor tiempo posible.
b)    El mantenimiento del sistema de protección contra incendios debe realizarse a todos los equipos, entre otros, los siguientes:
1.     Sistemas de comunicaciones de servicios de emergencia.
2.     Equipos de monitoreo.
3.     Sistemas de agua contra incendios.
4.     Extinguidores contra incendios portátiles o de ruedas, apropiados para incendios de gas disponibles en ubicaciones estratégicas dentro de la IRGE.
5.     Extinguidores contra incendios fijos y demás equipo de control de incendios, los cuales deben mantenerse de acuerdo con su aplicación específica.
6.     Sistemas de control no incluidos en las disposiciones 1 a 5 anteriores que deben inspeccionarse y probarse una vez cada año calendario.
 
6.9 Control de la corrosión
6.9.1 Con relación al control de la corrosión de las instalaciones y componentes, se debe considerar lo siguiente:
a)     Las instalaciones superficiales que estén expuestas a la atmósfera se deben limpiar y proteger con recubrimientos de material adecuado para prevenir la corrosión. Además, se debe contar con un programa para monitorear la corrosión exterior y llevar a cabo reparaciones donde sea necesario.
b)    Cualquier elemento de las instalaciones de una IRGE que presente corrosión que pueda provocar fugas se debe reemplazar o reparar, de forma inmediata.
c)     Si se realiza una reparación, se debe determinar si dicho elemento debe continuar en servicio empleando un método analítico, por pruebas de presión o por un método alternativo.
d)    Cuando se cuente con un sistema de protección catódica, se debe verificar su adecuado funcionamiento por medio de las mediciones de potenciales metal/suelo empleando una celda o electrodo de referencia, y conservar el registro de dichas mediciones.
6.10 Superficies resistentes al fuego
6.10.1 Se deben inspeccionar periódicamente las superficies metálicas para verificar que la protección resistente al fuego no se haya aflojado o dañado por la corrosión subyacente.
6.10.2 Se deben reparar las aberturas y grietas que puedan ocasionar que la humedad penetre y llegue a la superficie del metal protegido para disminuir el riesgo de falla estructural por corrosión oculta o por fuego.
6.10.3 Se debe proteger el borde superior de superficies verticales a prueba de fuego para evitar que penetre el agua entre la capa resistente al fuego y el metal protegido, por ejemplo, en las columnas que sirven de soporte estructural para recipientes esféricos.
6.10.4 Se deben realizar las reparaciones adecuadas de las áreas donde existe corrosión subyacente. En este supuesto, se debe retirar la capa resistente al fuego y reparar el metal, aplicar recubrimiento anticorrosivo y la protección a prueba de fuego.
6.11 Reparación de equipo de GLP
La reparación de tanques y recipientes, tuberías y equipos que hayan sido fabricados de conformidad con una norma, código o estándar específico, debe cumplir con los requisitos establecidos en los documentos correspondientes.
6.12 Trabajo en caliente
6.12.1 Se refiere así a las actividades que requieren de fuentes de ignición para su ejecución, por ejemplo, trabajos de soldadura. Antes de realizar algún trabajo en caliente, se deben aplicar las medidas de seguridad siguientes:
a)     Las fuentes de ignición se deben controlar cuando se esté preparando el equipo para realizar reparaciones y cuando se abran las bridas para su cegado, despresurización y emisión de vapor.
b)    El recipiente a presión o tanque de almacenamiento y los equipos se deben aislar de tuberías, fuentes de vapores y líquidos inflamables y subsecuentemente purgar dichos vapores y líquidos.
c)     Se debe retirar el equipo que va a ser reparado del área de almacenamiento o de maniobras para reducir los riesgos de ignición de una fuga de GLP imprevista.
d)    Cuando no sea posible retirar el equipo, se deben tomar otras medidas para evitar riesgos de fugas o incendios imprevistos. Dichas medidas pueden incluir aumentar la vigilancia del operador, suspender el trasiego de GLP en los tanques o recipientes adyacentes o aplicar dispositivos de detección de vapor y dispositivos de alarma adicionales en el área donde se realizan trabajos a altas temperaturas y se encuentran fuentes potenciales de vapor.
6.13 Autorización de trabajo
6.13.1 Cuando se ha determinado que un tanque o equipo no contiene vapor y es seguro realizar trabajos en caliente, por ejemplo, soldadura o corte con antorcha, se debe expedir una autorización de trabajo que:
a)     Describa el tipo de actividad así como las medidas de seguridad y limitaciones requeridas, incluyendo el control de fuentes de ignición.
b)    Sea congruente con los procedimientos de seguridad de la IRGE.
 
6.14 Sismo o evento meteorológico
6.14.1 Si tiene lugar un evento sísmico o meteorológico, se deberán tomar las medidas de seguridad siguientes:
a)     Suspender la operación de la IRGE tan pronto como sea posible en el caso de que la situación así lo amerite.
b)    Determinar la naturaleza y alcance de los daños causados por el evento.
c)     Evaluar el estado de los sistemas y componentes para determinar si es viable continuar con su operación.
d)    Verificar que está restablecida la seguridad de la operación antes de volver a poner en servicio las instalaciones de la IRGE.
6.15 Registros de mantenimiento
6.15.1 El Permisionario debe mantener el libro de bitácora mencionado en el numeral 6.3.1 de este Anexo por un periodo no menor de cinco años, así como el reporte de las actividades de mantenimiento realizadas en cada componente de la IRGE, incluyendo los registros en que un componente sea retirado o puesto en servicio.
6.15.2 El Permisionario debe mantener durante la vida útil de la IRGE, registros de cada prueba, estudio o inspección requeridos en este Anexo con detalle suficiente para demostrar la eficiencia de las medidas de control de corrosión.
6.16 Mantenimiento del predio de la IRGE
6.16.1 Las vías de acceso a cualquier tipo de vehículo o persona al interior de las instalaciones de la IRGE deben ser mantenidas sin obstrucciones y en condiciones de uso en todas las situaciones climáticas.
6.16.2 Se debe evitar la presencia de materiales extraños, contaminantes y hielo con objeto de mantener condiciones de operación segura de cada componente de la IRGE.
6.16.3 El predio de la IRGE se debe mantener libre de desperdicios, desechos y otros materiales que representen un riesgo de incendio.
6.16.4 Las áreas con pasto o hierbas se deben mantener de manera que no representen riesgo de incendio.
6.17 Requisitos de mantenimiento para instalaciones de trasiego de GLP mediante boyas.
6.17.1 En caso de que la IRGE cuente con boyas para el trasiego del producto desde buque tanques, el Permisionario deberá considerar las medidas de mantenimiento correspondientes a las que se hace referencia en las Normas aplicables.
Capítulo 7 Seguridad en las instalaciones de una IRGE
7.1 Aspectos generales.
El presente capítulo tiene por objeto establecer las condiciones mínimas necesarias para garantizar la seguridad en las instalaciones de una IRGE de conformidad con la legislación vigente en la materia.
Los rubros que abarcan dichas condiciones mínimas, en términos generales, son los siguientes:
a)     El plan de prevención y protección contra incendios,
b)    El plan de atención a emergencias;
c)     El plan de capacitación al personal operativo de las instalaciones;
d)    El plan de seguridad y protección civil;
e)     La vigilancia de una IRGE y medidas contra las acciones o intromisiones por terceras personas.
7.1.1 Para dar cumplimiento puntual a los rubros de seguridad, los permisionarios deberán observar lo establecido en la normas oficiales mexicanas NOM-002-STPS-2010 Condiciones de seguridad Prevención y protección contra incendios en los centros de trabajo, y, en lo conducente, en la NOM-028-STPS-2012 Sistema para la administración del trabajo  Seguridad en los procesos y equipos críticos que manejen sustancias químicas peligrosas, o en aquellas que las sustituyan.
 
7.2 Inspección anual de seguridad de una IRGE.
7.2.1 Para efecto de garantizar que una IRGE constituye una instalación funcional y operable de manera segura, como parte del programa anual de operación, mantenimiento y seguridad, el Permisionario debe implementar una inspección anual que considere, al menos, la identificación de las fallas en el proceso que puedan resultar en un riesgo y, en su caso, implementar las acciones correctivas para mitigar las fallas con objeto de restaurar la operación normal de la IRGE.
7.3 Plan de prevención y protección contra incendios
7.3.1 El plan de prevención y protección contra incendios debe prever, específicamente, los riesgos inherentes a la operación de una IRGE, por lo que se deben considerar, en lo conducente, los siguientes escenarios:
a)     Incendio y explosión de tanques y recipientes para almacenamiento;
b)    La exposición al fuego de las instalaciones adyacentes a los tanques y recipientes.
c)     Fuego ocasionado durante la extracción de muestras.
d)    Fuego ocasionado durante el desfogue de una válvula de relevo de presión.
e)     Incendio en el área de bombas.
f)     Incendios en auto-tanques, semirremolques o carro-tanques durante el trasiego de GLP, en su caso.
7.3.2 El Permisionario debe prever en su plan de prevención y protección contra incendios la información siguiente:
a)     Plano de configuración de la IRGE que muestre la ubicación de los equipos, tanques o recipientes, rutas de acceso y evacuación, así como de las instalaciones colindantes;
b)    Información que describa la ubicación de los equipos y válvulas de emergencia, interruptores eléctricos para el aislamiento de las áreas, interruptor y alimentador principal;
c)     Información que describa la ubicación y operación del sistema que permita la suspensión general o por área donde se presente un evento, dentro de una IRGE;
d)    Ubicación y descripción del suministro de agua contraincendios, hidrantes, estanques, canales, válvulas principales y bombas.
7.3.3 El plan debe ser revisado y, en su caso, actualizado cada cinco años, o antes en caso de presentarse modificaciones que incrementen el riesgo en la IRGE.
7.4 Capacitación.
7.4.1 El plan de capacitación del personal de combate contraincendios debe incluir los siguientes temas específicos relativos a una IRGE:
a)     Identificación de condiciones que indiquen la inminente ruptura de un tanque o recipiente,
b)    Técnicas para el enfriamiento de los tanques y recipientes, y
c)     Evaluación de un incendio durante una condición de emergencia que considere al menos los eventos siguientes:
1.     La capacidad del sistema contra incendios,
2.     La gravedad del incendio en un tanque o recipiente,
3.     Evacuación inmediata del área ante la inminente ruptura de un tanque o recipiente,
4.     El proceso de combate contra incendios el cual debe considerar los aspectos siguientes:
i)     Tasas de aplicación de agua de enfriamiento.
ii)    Las técnicas de combate contra incendios aplicables a un tanque de almacenamiento.
7.5 Supervisión de las instalaciones de una IRGE y medidas contra terceros.
7.5.1 Deben considerarse medidas para evitar acciones o intromisiones por terceras personas ajenas a las instalaciones de una IRGE que puedan poner en riesgo la integridad del mismo y de las personas que operan dicho sistema.
7.5.2 El Permisionario debe evaluar la seguridad de las instalaciones de una IRGE que incluya el análisis de peligros, amenazas y vulnerabilidad externas, así como sus consecuencias.
 
7.5.3 El Permisionario debe implementar un sistema de seguridad contra amenazas externas para controlar el acceso e impedir la entrada de personas ajenas y vehículos no autorizados, por lo que se deberán instalar muros, malla o rejas en el perímetro de las instalaciones de una IRGE.
7.5.4 El Permisionario debe implementar prácticas y procedimientos de seguridad para proteger al personal operativo y a las personas de amenazas externas. Una IRGE debe contar al menos con lo siguiente:
a)     Supervisión. Las áreas alrededor de cada instalación y del muro o la reja de protección deben estar supervisadas continuamente para evitar la presencia de personas o vehículos no autorizados. La supervisión puede ser visual o por sistemas de monitoreo.
b)    Alumbrado de seguridad. El área en la periferia interior de las instalaciones debe estar iluminada con alumbrado de servicio.
7.6 Señales y avisos para protección civil.
7.6.1 Se deben colocar señales y avisos para protección civil colocados en las instalaciones de una IRGE.
7.7 Código de identificación para tuberías.
7.7.1 Las tuberías instaladas en una IRGE deberán señalizarse con el color y la identificación correspondientes.
7.8 Requisitos de seguridad para instalaciones de trasiego de GLP mediante boyas.
7.8.1 En caso de que las instalaciones de una IRGE cuenten con boyas para el trasiego del producto desde buque tanques, el Permisionario deberá considerar las medidas de seguridad correspondientes a las que se hace referencia en las Normas aplicables.
7.9 Elaboración del programa anual de operación, mantenimiento y seguridad.
7.9.1 El Permisionario deberá elaborar el programa anual de operación, mantenimiento y seguridad de una IRGE que sea congruente con lo establecido en los capítulos 5, 6 y 7 de este Anexo. Dicho programa deberá ser verificado por una Unidad de Verificación debidamente acreditada y aprobada por la Comisión. El programa debe contener, como mínimo, los rubros siguientes:
a)     La lista total de actividades a desarrollar relativas a la operación, mantenimiento y seguridad de la IRGE
b)    Desagregación de las actividades por área del sistema o por concepto, es decir, operación, mantenimiento y seguridad
c)     Desarrollo cronológico de las actividades estableciendo su interdependencia con otras, en su caso. Se debe mostrar claramente la fecha de inicio y terminación de la actividad.
d)    Manual, instrucciones y recomendaciones del fabricante del equipo, sistema o instalación correspondiente, en su caso.
e)    Descripción de los recursos humanos y tiempo asignados a cada actividad
f)     Persona responsable de las actividades
g)    La forma en que se van a controlar el desarrollo y ejecución de las actividades programadas
h)    Bitácora de las actividades de operación, mantenimiento y seguridad
7.9.2 El Permisionario deberá presentar a la Comisión durante los primeros tres meses del año calendario en curso, el dictamen emitido por una UV con relación al cumplimiento del programa anual de operación, mantenimiento y seguridad de una IRGE, correspondiente al año calendario inmediato anterior, a que hace referencia la disposición 7.9.1.
Capítulo 8 Sistema de Administración de la Integridad aplicable a una IRGE
8.1 Aspectos generales
Como resultado de incidentes ocurridos en plantas industriales en diversas partes del mundo, en años recientes se han adoptado nuevos métodos para evaluar riesgos e implementar medidas efectivas para controlarlos. Entre ellos destaca el de la administración de riesgos como un medio más eficaz y adecuado, desde el punto de vista de costos, para mantener y mejorar la seguridad en instalaciones industriales. La administración de riesgos se entiende como una combinación de la evaluación del riesgo y su control.
 
La seguridad de una IRGE está directamente vinculada con el diseño, apego a normas y códigos de ingeniería, mantenimiento y adecuada operación de las instalaciones; todos estos rubros impactan el estado físico e integridad de la IRGE. Un Sistema de Administración de la Integridad combina la administración de riesgos y análisis sistemáticos de la integridad de las instalaciones con objeto de obtener una evaluación global de los riesgos e implantar, subsecuentemente, medidas sobre cómo administrarlos.
8.2 Sistema de Administración de la Integridad
8.2.1 Los permisionarios de Sistemas de transporte que incorporen una IRGE a dichos sistemas, deberán adicionar a su Sistema para la administración del trabajo seguridad en los procesos y equipos críticos que manejen sustancias químicas peligrosas, previsto en la NOM-028-STPS-2012 (en lo sucesivo Sistema de Administración de la Integridad o SAI), una evaluación del desempeño del SAI.
8.3 Evaluación del desempeño del Sistema de Administración de la Integridad
8.3.1 El Permisionario debe evaluar la efectividad del SAI, para lo cual debe considerar indicadores de desempeño con objeto de mejorarlo, en su caso.
8.3.1.1 Medición del desempeño del SAI en las instalaciones de una IRGE. El Permisionario debe presentar a la Comisión, como parte de su programa anual de operación, mantenimiento y seguridad, indicadores que permitan evaluar el desempeño del SAI, entre ellos, podrán utilizarse los siguientes:
a)     Índice de eventos graves de la seguridad de los procesos. Se calcula de acuerdo a la siguiente ecuación:
EGSP= (NEGSP/HPER) x 106
       Donde:
       EGSP: Índice de eventos graves de la seguridad de los procesos,
       NEGSP: Número de eventos graves de la seguridad de los procesos,
       HPER: Horas Persona de Exposición al Riesgo;
b)    Índice de eventos moderados de la seguridad de los procesos. Se calcula de acuerdo a la siguiente ecuación:
EMOSP= (NEMOSP/HPER) x 106
       Donde:
       EMOSP: Índice de eventos moderados de la seguridad de los procesos,
       NEMOSP: Número de eventos moderados de la seguridad de los procesos;
c)     Índice de eventos menores de la seguridad de los procesos. Se calcula de acuerdo a la siguiente ecuación:
EMESP= (NEMESP/HPER) x 106
       Donde:
       EMESP: Índice de eventos menores de la seguridad de los procesos,
       NEMESP: Número de eventos menores de la seguridad de los procesos;
d)    Índice de frecuencia de eventos de la seguridad de los procesos. Se calcula de acuerdo a la siguiente ecuación:
IFESP = ((NEGSP+NEMOSP+NEMESP) / HPER) x 106
       Donde:
       IFESP: Índice de frecuencia de eventos de la seguridad de los procesos.
8.3.1.2 Mejoramiento del desempeño. Con objeto de implementar mejoras, se deben usar los resultados de los indicadores establecidos en el numeral 8.3.1.1 y realizar evaluaciones para modificar el SAI, en su caso, como parte del proceso de mejoramiento continuo. Se deben documentar los resultados, recomendaciones y cambios realizados al SAI.
8.4 Notificación del reporte anual de incidentes.
8.4.1 El Permisionario deberá enviar a la Comisión un reporte anual de incidentes y la manera en que fueron atendidos. En caso de haberse presentado un Accidente mayor en una IRGE, el Permisionario deberá reportarlo a la Comisión dentro de las 48 horas siguientes a dicho suceso, en los términos de lo previsto en el Artículo 67 fracción VIII del Reglamento de Gas Licuado de Petróleo, o en aquél que lo sustituya.
 
Anexo II Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad de la NOM-EM-004-SECRE-2014
1.0 Objetivo y Consideraciones Generales
1.1 El presente Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad (PEC) tiene por objeto establecer la metodología para la determinación del grado de cumplimiento de esta norma oficial mexicana de emergencia de los Sistemas de transporte por medio de ductos de GLP y otros hidrocarburos líquidos obtenidos de la refinación del petróleo, tales como gasolina, turbosina, diésel y combustóleo.
1.1.1 Para realizar la evaluación de la conformidad de las instalaciones de recepción, guarda y entrega (IRGE), señaladas en el Reglamento de Gas Licuado de Petróleo en su artículo 2, fracción XXXVII, en donde se define a un Sistema de Transporte por Ductos como un "sistema formado por un ducto o conjunto de ductos, equipo de bombeo, reguladores, medidores e instalaciones de recepción, guarda y entrega de GLP para llevar a cabo el transporte por medio de ductos o el transporte por medio de ductos para autoconsumo", se deberá estar a lo establecido en la sección 3.11 de este Anexo.
1.1.2 Como actividades relacionadas con la verificación de esta norma oficial mexicana de emergencia, están los informes de calibración de instrumentos y aparatos para medir, los cuales deben ser emitidos por personas acreditadas en términos de la LFMN.
1.2 El PEC establecido en este Anexo abarca, en lo conducente, la verificación de los aspectos descritos en los anexos siguientes:
·   Anexo I.- Diseño, construcción, seguridad, operación y mantenimiento de una IRGE.
·   Anexo III.- Requisitos mínimos para realizar la evaluación de la conformidad de un Sistema de Transporte.
·   Anexo IV.- Corrosión externa en tuberías de acero enterradas y/o sumergidas.
·   Anexo V.- Monitoreo, detección y control de derrames.
·   Anexo VI.- Guía para la elaboración del programa para la prevención de accidentes (PPA)
1.3 De conformidad con el artículo 74 de la LFMN, la evaluación de la conformidad podrá realizarse por sistema, ya sea directamente en las instalaciones que correspondan o durante el desarrollo de las actividades, servicios o procesos de que se trate.
1.3.2 Con objeto de facilitar el proceso de evaluación de la conformidad, cuando un Sistema de transporte de GLP incorpore una o más IRGE, dicho proceso de evaluación podrá realizarse, a elección del Permisionario o Transportista, en dos partes: una relativa a los ductos, válvulas, estaciones de bombeo y demás equipo correspondiente (ver sección 3.8 de este Anexo), y otra a las instalaciones de la(s) IRGE (ver sección 3.11 de este Anexo). Asimismo, cada parte se integrará de la documentación inherente a los actos de verificación de que se trate.
1.3.3 En el caso de un Sistema de transporte de GLP, el Permisionario o Transportista también podrá, si así lo desea, requerir la evaluación de la conformidad mediante un solo proceso integral que abarque la totalidad del Sistema de transporte, es decir, incluyendo las instalaciones de la IRGE.
1.3.4 El dictamen sólo podrá ser emitido cuando se haya dado cabal cumplimiento al proceso de evaluación de la conformidad de ambas partes, a que hace referencia el numeral 1.3.2.
1.3. 5 Los gastos que se originen por los trabajos de verificación y por actos de evaluación de la conformidad, serán a cargo del Permisionario o solicitante de la verificación, conforme con lo establecido en el artículo 91 de la LFMN.
2.0 Definiciones
Para efectos de este Procedimiento, se entenderá por:
2.1 Acta circunstanciada o Acta de verificación: Documento emitido por la UV o Tercero Especialista en cada uno de los periodos de verificación en el cual se hacen constar los hechos ocurridos durante el proceso de verificación. El acta circunstanciada debe contener, en todos los casos, al menos, los datos siguientes: nombre, denominación o razón social del Permisionario o Transportista; hora, día, mes y año en que se inicie y concluya la diligencia; calle, número, población o colonia, teléfono u otra forma de comunicación disponible, municipio o delegación, código postal y entidad federativa en que se encuentre ubicado el domicilio del Permisionario y/o Transportista, nombre y cargo de la persona con quien se entendió la diligencia; nombre y domicilio de las personas que fungieron como testigos, y nombre y firma de quienes intervinieron en la diligencia. Entre los puntos que deben considerarse como hechos son las observaciones, cumplimientos y, en su caso, no conformidades con esta norma oficial mexicana de emergencia.
 
2.2 Dictamen: Documento que emite la UV o Tercero Especialista mediante el cual acredita el grado de cumplimiento del Sistema de transporte con esta norma oficial mexicana de emergencia.
2.3 Programa de verificación: En éste se establecen las fechas en que se deben realizar las actividades para constatar el cumplimiento de esta norma oficial mexicana de emergencia, así como los recursos materiales y humanos que se emplearán para cada actividad.
2.4 Reporte de verificación: Documento que contiene el reporte técnico de la UV o Tercero Especialista que sustenta el dictamen, debe especificar el Título de Permiso del Permisionario, en su caso, o Transportista correspondiente y describir la documentación y evidencias utilizadas en el proceso de verificación que sustente el grado de cumplimiento de esta norma oficial mexicana de emergencia. Adicionalmente, debe especificar cómo se solventaron las observaciones o no conformidades que, en su caso, se hayan identificado a lo largo del proceso de verificación.
2.5 Verificación: La constatación ocular o comprobación mediante muestreo, medición, pruebas de laboratorio o documentales que se realizan para evaluar la conformidad con esta norma oficial mexicana de emergencia en un momento determinado.
3.0 Procedimiento
3.1 Etapas que deben considerarse en la verificación
3.1.1 En el proceso de verificación de un Sistema de transporte nuevo o la modificación técnica de alguno existente, incluyendo, en su caso, las IRGE se deben considerar los rubros siguientes:
a)     La Ingeniería básica del Proyecto que forma parte de la información que se debe presentar a la Comisión junto con la solicitud de permiso correspondiente;
b)    La Ingeniería de detalle, derivada de la Ingeniería básica, que se debe desarrollar previo al inicio de la construcción del Sistema de transporte y que puede tener modificaciones y actualizaciones a lo largo de dicha etapa.
c)     La etapa de construcción, dentro de la cual se deben generar los reportes constructivos para los sistemas que forman el Sistema de transporte. Dichos reportes deberán incluir la evidencia fotográfica, los planos de detalle de construcción y pruebas de hermeticidad y de integridad, para cada uno de los sistemas que conforman el Sistema de transporte.
d)    La puesta en servicio que debe considerar las pruebas preoperativas, operativas y de desempeño, a diferentes capacidades, del Sistema de transporte.
e)     Desactivación y abandono de tuberías u otras instalaciones diversas; lo anterior incluye las actividades previstas en el numeral 8.28.1 de esta norma oficial mexicana de emergencia, en lo conducente, para un Sistema de transporte o en la disposición 5.12, Capítulo 5 del Anexo I para una IRGE, respectivamente.
3.2 Programa de verificación
La UV o Tercero Especialista y el Permisionario o Transportista deben definir un Programa de verificación que muestre las actividades y periodos en que se efectuará la verificación. Dicho programa debe establecer el alcance para dar cumplimiento de los requisitos establecidos en esta norma oficial mexicana de emergencia mediante la verificación documental, disposición 3.4, y verificación en campo, disposición 3.5, así como las pruebas que, en su caso, se requieran.
3.3 Acta de verificación.
3.3.1 En cada visita de verificación la UV o Tercero Especialista deberá levantar un Acta de verificación.
3.3.2 El Permisionario o Transportista debe proporcionar a la UV o Tercero Especialista los documentos y la información de soporte relativa a cada una de las fases de verificación del Sistema de transporte, referidas en la disposición 3.1.1 anterior, para que se evalúe la conformidad de esta norma oficial mexicana de emergencia.
3.3.3 El Permisionario o Transportista puede pronunciarse y ofrecer pruebas a la UV o Tercero Especialista durante la visita de verificación, o dentro de los siguientes cinco días hábiles al cierre del Acta de verificación, en relación con los hechos contenidos en ésta.
 
3.3.4 El Permisionario o Transportista deberá subsanar las no conformidades y observaciones detectadas por la UV o Tercero Especialista, antes del cierre del Acta de verificación. El Permisionario o Transportista y la UV o Tercero Especialista deberán acordar un Programa para la atención de observaciones y no conformidades en caso que éstas no se puedan atender inmediatamente.
3.4 Verificación documental
3.4.1 La UV o Tercero Especialista debe verificar que el Permisionario o Transportista cuente con la documentación correspondiente, según el tipo de dictamen que se vaya a emitir, con objeto de que éste acredite el cumplimiento de lo establecido en esta norma oficial mexicana de emergencia; entre dicha documentación, se encuentra la siguiente:
a)     Los manuales, planes y procedimientos que se mencionan en esta norma oficial mexicana de emergencia;
b)    Las Ingenierías Básica y de Detalle;
c)     Los registros de las diferentes actividades realizadas, y
d)    Otra documentación complementaria como: pruebas pre-operativas, operativas, de desempeño y cualquier documentación requerida por esta norma oficial mexicana de emergencia.
3.4.2 En aquellos aspectos de la evaluación de la conformidad con esta norma oficial mexicana de emergencia que se relacionen con otra u otras normas oficiales mexicanas emitidas por otras autoridades, el Permisionario o Transportista deberá únicamente presentar a la UV o Tercero Especialista los dictámenes vigentes de dichas normas, con el único propósito de conocer su estado de cumplimiento.
3.4.3 La documentación relativa a la integridad mecánica del Sistema de transporte que se requiere en esta norma oficial mexicana de emergencia debe ser conservada por el Permisionario durante la vida útil del sistema.
3.5 Verificación en campo
3.5.1 La UV o Tercero Especialista debe verificar que el Permisionario o Transportista ha realizado las instalaciones físicas congruentes con la información documental y que ha implementado las pruebas a los diversos equipos y componentes, de conformidad con lo establecido en esta norma oficial mexicana de emergencia. Las pruebas deberán estar documentadas y, en casos específicos como las pruebas de hermeticidad, operativas y de desempeño, deberán realizarse en presencia de la UV o Tercero Especialista.
3.6 Reporte de verificación
3.6.1 La UV o Tercero Especialista debe elaborar un reporte de verificación que contenga, al menos, la información siguiente:
a)     Objetivo, alcance, descripción de la etapa del Sistema de transporte o parte de éste a verificar;
b)    Actas circunstanciadas generadas durante las diferentes etapas de la verificación documental y en campo;
c)     Resultado de las inspecciones, mediciones y pruebas que se aplicaron, así como los documentos que las soporten que resulten de la propia verificación o que se entreguen por la persona que atendió la visita de verificación;
d)    Métodos y procedimientos aplicados para inspecciones y pruebas, así como los instrumentos, equipos y dispositivos utilizados en su aplicación;
e)     Verificación hecha mediante inspección ocular;
f)     Anexos (planos, diagramas de flujo y memorias técnico descriptivas, no conformidades y observaciones, así como la manera en que fueron solventadas, pruebas, reporte fotográfico y tablas).
3.7 Dictamen
3.7.1 La UV o Tercero Especialista debe elaborar el Dictamen, el cual podrá ser aprobatorio o no aprobatorio, con base en las Actas de verificación y el Reporte de verificación. El Dictamen deberá contener la información siguiente:
a)     Los datos de la UV, del Permisionario o Transportista, periodo de verificación, tipo de dictamen, fecha de expedición, así como nombre y firma del gerente técnico, máxima autoridad o representante legal del Permisionario o solicitante y del(los) verificador(es).
 
b)    Cuando se detecte una o más no conformidades y éstas no sean solventadas una vez concluida la verificación y antes del cierre del Acta de verificación correspondiente, la UV o Tercero Especialista deberá expedir un dictamen no aprobatorio, señalando las causas de dicha determinación.
c)     En caso de la expedición de dictámenes no aprobatorios, la UV o Tercero Especialista deberá integrar en el Reporte de verificación correspondiente el Programa para la atención de observaciones y no conformidades en el que se establezcan las acciones para solventar las no conformidades y los plazos en los que el Permisionario o Transportista las implementará, el cual deberá presentarse para su evaluación y aprobación por parte de la Comisión, con independencia de las sanciones que, en su caso, resulten aplicables.
d)    Cuando las no conformidades incidan en la seguridad del Sistema de transporte y representen un peligro grave para las personas y las instalaciones, el Programa para la atención de observaciones y no conformidades que integre la UV o Tercero Especialista, deberá priorizar su atención, con independencia de las acciones que la Comisión haga valer, de conformidad con la regulación vigente.
3.7.2 Concluida la verificación, la UV o Tercero Especialista debe entregar al Permisionario o Transportista el Dictamen y el Reporte de verificación correspondiente.
3.8 Verificación de un Sistema de transporte
3.8.1 Para realizar la evaluación de la conformidad de un Sistema de transporte, la UV o Tercero Especialista deberá implementar la verificación documental y verificación en campo de los requisitos mínimos contenidos en el Anexo III de esta norma oficial mexicana de emergencia.
3.8.2 La UV o Tercero Especialista deberá expedir los siguientes dictámenes técnicos relativos a la verificación de un Sistema de transporte, de acuerdo a las etapas de desarrollo en que se encuentre dicho sistema:
a)     El Dictamen Técnico del Proyecto: que incluye la verificación de la Ingeniería Básica, de acuerdo con los requerimientos indicados en los capítulos 2, 3 y 4 de esta norma oficial mexicana de emergencia, según aplique.
b)    El Dictamen Técnico de Inicio de operaciones: que incluye la verificación de la Ingeniería de Detalle, la etapa de construcción, pruebas de hermeticidad, pre-operativas, operativas y de desempeño de acuerdo con los requerimientos indicados en esta norma oficial mexicana de emergencia.
c)     El Dictamen Anual de Operación, Mantenimiento y Seguridad: que incluye la verificación de las disposiciones establecidas en el capítulo 8 de esta norma oficial mexicana de emergencia, y
d)    El Dictamen de Desactivación y abandono del Sistema de transporte o una sección de éste: que incluye la verificación de las disposiciones establecidas en la disposición 8.28, en lo conducente, de esta norma oficial mexicana de emergencia.
e)     Dictamen quinquenal del Sistema de Administración de la Integridad de Ductos: que incluye la verificación quinquenal de las disposiciones establecidas en el capítulo 10, en lo conducente, de esta norma oficial mexicana de emergencia.
3.8.2.1 Dictamen técnico del proyecto
3.8.2.1.1 Para emitir el Dictamen Técnico del Proyecto, la UV o Tercero Especialista deberá verificar, en lo conducente, el cumplimiento de las disposiciones establecidas en los capítulos 3 al 10, de esta norma oficial mexicana de emergencia para un Sistema de transporte nuevo o la modificación de alguno existente, por lo que debe verificar lo siguiente:
a)     La Ingeniería básica del proyecto para instalaciones nuevas o modificadas;
b)    Los eventos de riesgo, ya sea para un sistema de transporte nuevo o la modificación técnica de alguno existente, considerados en el diseño de los sistemas de protección del Sistema de transporte que administrarán dicho riesgo;
3.8.2.2 Dictamen técnico de inicio de operaciones
3.8.2.2.1 Para emitir el Dictamen Técnico de Inicio de Operaciones, la UV o Tercero Especialista deberá verificar, en lo conducente, el cumplimiento de las disposiciones establecidas en los capítulos 3 a 10 de esta norma oficial mexicana de emergencia; específicamente, debe verificar lo siguiente:
a)     La Ingeniería de detalle, la cual debe contener: memorias técnico-descriptivas (puntos de recepción
del hidrocarburo, sistemas de bombeo, válvulas de seccionamiento, dispositivos de seguridad y registros, entre otros), descripción de obras especiales para protección de la tubería, la evaluación de riesgos relacionados con el tipo de suelo y fenómenos naturales (como inundaciones, marejadas, desplazamientos del suelo y terremotos), planos de construcción de los diferentes sistemas, diagramas de flujo y de tubería e instrumentación.
b)    La etapa de construcción relativa al capítulo 6 de esta norma oficial mexicana de emergencia que incluya los reportes sobre el cumplimiento aplicable a los sistemas civil, mecánico, eléctrico y contra incendios. Esta etapa incluye lo siguiente:
1.     Los procedimientos que se deben aplicar en campo para la construcción, soldadura, pruebas e inspecciones referidas en esta norma oficial mexicana de emergencia;
2.     Los registros de capacitación y, en su caso, la certificación del personal que interviene en los trabajos de construcción;
3.     La bitácora de las actividades en campo;
4.     Control de cambios de ingeniería realizados durante la construcción, en su caso, fecha en que fueron realizados y documentación que avale su aprobación, memorias técnico-descriptivas y planos de ingeniería de cómo quedó construido el Sistema de transporte con relación al proyecto autorizado por la Comisión;
c)     Que se cuente con los programas de operación, mantenimiento y seguridad.
3.8.2.3 Dictamen anual de operación, mantenimiento y seguridad
3.8.2.3.1 La UV o Tercero Especialista debe emitir durante los primeros tres meses de cada año calendario, el Dictamen relativo al cumplimiento del Programa Anual sobre Operación, Mantenimiento y Seguridad del Sistema de transporte del año operativo inmediato anterior, elaborado por el Permisionario o Transportista. Dicho programa debe ser congruente con lo establecido en el capítulo 8 de esta norma oficial mexicana de emergencia.
3.8.2.3.2 La UV o Tercero Especialista debe verificar que el Permisionario o Transportista cuente con el programa anual sobre operación, mantenimiento y seguridad del Sistema de transporte del año operativo en curso. Este programa debe ser entregado por el Permisionario o Transportista a la Comisión junto con el Dictamen Anual de Operación, Mantenimiento y Seguridad del año operativo inmediato anterior a que hace referencia la disposición 3.8.2.3.1.
3.8.2.3.3 Para emitir el dictamen anual de operación, mantenimiento y seguridad, la UV o Tercero Especialista debe verificar que la documentación y registros de operación, mantenimiento y seguridad correspondan con las condiciones operativas del Sistema de transporte al momento de la verificación, y con el programa anual de operación, mantenimiento y seguridad del año operativo inmediato anterior. Estos documentos actualizados deben considerar, al menos, los aspectos siguientes:
a)     El estudio de riesgos vigente y actualizado en caso de haber realizado modificaciones técnicas en las instalaciones o haberse modificado las condiciones en las inmediaciones del Sistema de transporte que afecten la seguridad de éste;
b)    El manual de operación del Sistema de transporte con procedimientos detallados;
c)     La bitácora de la operación del Sistema de transporte, incluyendo el registro de condiciones normales, anormales y de emergencia, en su caso, de las acciones derivadas y los resultados de dichas acciones;
d)    La capacitación y, en su caso, certificaciones actualizadas del personal que desempeña los trabajos de operación, mantenimiento y seguridad;
e)     Los programas de mantenimiento aplicados y la bitácora de las actividades de mantenimiento;
f)     El programa del SAID, de conformidad con lo establecido en el capítulo 10 de esta norma oficial mexicana de emergencia, cuyo propósito es evaluar su apego a lo establecido en dicho capítulo;
g)    Los eventos o incidentes en los cuales existió riesgo para el personal y las instalaciones, en su caso, así como las acciones que se implementaron para corregir las condiciones que las originaron.
 
3.8.2.4 Dictamen de desactivación y abandono del Sistema de transporte o una sección de éste
3.8.2.4.1 Para emitir el Dictamen de Desactivación y Abandono del Sistema de transporte, o una sección de éste, la UV o Tercero Especialista debe verificar el cumplimiento de las disposiciones establecidas en el numeral 8.28 de esta norma oficial mexicana de emergencia.
3.9 Verificación del Sistema de Administración de la Integridad de Ductos
3.9.1 La UV o Tercero Especialista debe verificar que el Permisionario ha implementado el SAID, de conformidad con las disposiciones 10.2.8, 10.3, 10.4, 10.5, 10.6, 10.7, 10.8 y 10.9 de esta norma oficial mexicana de emergencia, mediante la evidencia documental que se indica a continuación:
a)     Información específica del SAID:
1.     Alcance y objetivos de dicho sistema;
2.     Responsable de cada elemento del SAID y de su administración;
3.     Políticas y procedimientos adecuados para lograr las metas y objetivos;
4.     Implementación de las políticas y procedimientos;
5.     Identificación y análisis de todos los eventos que pudieran conducir a una falla del Sistema de transporte;
6.     Evaluación de la probabilidad y consecuencias de incidentes potenciales en el Sistema de transporte;
7.     Evaluación y comparación de los riesgos identificados;
8.     Programa de trabajo con fechas compromiso que considere, entre otras, las medidas que se implementarán para la mitigación de riesgos;
9.     La medición del rendimiento del SAID; y,
10.   Evaluación y verificación periódica del SAID.
b)    Planes y programas del SAID
1.     El plan de Administración de la Integridad (PAI).
2.     El programa de Desempeño del PAI.
3.     El programa de Comunicación del PAI.
4.     El programa de Administración de Cambios del PAI.
5.     El programa de Control de la Calidad del PAI.
c)     El contenido mínimo del Plan de Administración de la Integridad del Sistema de transporte está constituido por:
1.     La identificación de las causas de los daños potenciales por amenaza.
2.     La recolección, revisión e integración de datos.
3.     El estudio de riesgos.
4.     La evaluación de la integridad del Sistema de transporte.
5.     Las respuestas y medidas correctivas y de mitigación.
3.10 Dictamen quinquenal del Sistema de Administración de la Integridad de Ductos
3.10.1 La UV o Tercero Especialista debe emitir el dictamen quinquenal relativo a la verificación del SAID como parte integral del dictamen anual de operación, mantenimiento y seguridad, correspondiente, de conformidad con lo establecido en la disposición 10.17 del capítulo 10 de esta norma oficial mexicana de emergencia. La UV deberá documentar los hallazgos, observaciones y/o no conformidades que, en su caso, hayan sido subsanadas, en su momento, por el Permisionario o Transportista.
3.11 Verificación de la IRGE en un Sistema de transporte de GLP
3.11.1 Cuando un Sistema de transporte de GLP cuente con una o más IRGE, en la evaluación de la conformidad de dichas instalaciones, la UV o Tercero Especialista deberá apegarse, en lo conducente, a lo establecido en esta sección.
 
3.11.2 La verificación del Sistema de Administración de la Integridad de una IRGE deberá apegarse a lo establecido en la disposición 10.18 del capítulo 10 de esta norma oficial mexicana de emergencia.
3.11.3 La UV o Tercero Especialista deberá expedir los siguientes dictámenes técnicos relativos a la verificación de una IRGE de acuerdo a las etapas en que se encuentre:
a)     El Dictamen Técnico del Proyecto: que incluye la verificación de la Ingeniería Básica, en lo correspondiente a los requerimientos de ingeniería indicados en los capítulos 2 o 3 o 4 del Anexo I de esta norma oficial mexicana de emergencia, según aplique.
b)    El Dictamen Técnico de Inicio de Operaciones: que incluye la verificación de: la Ingeniería de Detalle, la etapa de construcción, pruebas de hermeticidad, pre-operativas, operativas y de desempeño en lo correspondiente a los requerimientos indicados en el Anexo I de esta norma oficial mexicana de emergencia.
c)     El Dictamen Anual de Operación, Mantenimiento y Seguridad: que incluye la verificación de las disposiciones establecidas en los capítulos 5, 6, 7 y 8 del Anexo I de esta norma oficial mexicana de emergencia, y
d)    El Dictamen de Desmantelamiento Total, y de Retiro de Uso y Operación de la IRGE: que incluye lo correspondiente a los requerimientos indicados en el Anexo I de esta norma oficial mexicana de emergencia.
3.11.3.1 Dictamen técnico del proyecto.
3.11.3.1.1 Para efectos de emitir el Dictamen Técnico del Proyecto, la Unidad de Verificación o Tercero Especialista deberá verificar, en lo conducente, el cumplimiento de las disposiciones establecidas en los capítulos 2, y, en su caso, 3 y 4, del Anexo I de esta norma oficial mexicana de emergencia para una IRGE nueva o la modificación de alguna existente, por lo que debe verificar lo siguiente:
a)     La Ingeniería Básica del proyecto para instalaciones nuevas o la modificación técnica de alguna existente;
b)    Los eventos de riesgo, ya sea para una IRGE nueva o la modificación técnica de alguna existente, considerados en el diseño de los sistemas de protección de la IRGE que administrarán dicho riesgo;
3.11.3.1.2 El Permisionario deberá presentar a la UV o Tercero Especialista el dictamen vigente relativo al diseño de las instalaciones eléctricas de la IRGE, expedido por una Unidad de Verificación para dar cumplimiento a la NOM-001-SEDE-2012, Instalaciones Eléctricas (Utilización) o aquella que la modifique o sustituya.
3.11.3.2 Dictamen técnico de inicio de operaciones.
3.11.3.2.1 Para expedir el Dictamen Técnico de Inicio de Operaciones, la UV o Tercero Especialista deberá verificar, en lo conducente, el cumplimiento de las disposiciones establecidas en los capítulos 2 a 8 del Anexo I de esta norma oficial mexicana de emergencia; específicamente, debe verificar lo siguiente:
a)     La Ingeniería de Detalle, la cual debe contener como mínimo memorias técnico-descriptivas, los planos de construcción de los diferentes sistemas, diagramas de flujo y de tubería e instrumentación.
b)    La etapa de construcción relativa a los capítulos 2, o en su caso 3 y 4, del Anexo I de esta norma oficial mexicana de emergencia que incluya los reportes sobre el cumplimiento aplicable a los sistemas civil, mecánico, eléctrico, contra incendios, paro de emergencia, carga y descarga de producto. Esta etapa incluye lo siguiente:
1.     Los procedimientos que se deben aplicar en campo para la construcción, soldadura, las pruebas aludidas en la disposición 9.4.1 anterior e inspecciones referidas en el Anexo I;
2.     Los registros de capacitación y, en su caso, la certificación del personal que interviene en los trabajos de construcción;
3.     La bitácora de las actividades en campo;
4.     Control de cambios de ingeniería realizados durante la construcción, en su caso, fecha en que fueron realizados y documentación que avale su aprobación, memorias técnico descriptivas y planos de ingeniería de cómo quedó construida la IRGE con relación al proyecto autorizado por la Comisión;
 
c)     Lo establecido en la disposición 5.2 del Anexo I esta norma oficial mexicana de emergencia, y
d)    Que se cuente con los programas de operación, mantenimiento y seguridad.
3.11.3.2.2 La UV o Tercero Especialista deberá comprobar que el Permisionario que se encuentre en el supuesto establecido en la disposición 5.2.2 del Anexo I de esta norma oficial mexicana de emergencia ha actualizado el estudio de riesgos, de conformidad con la regulación aplicable en la materia.
3.11.3.2.3 La UV o Tercero Especialista deberá verificar que el Permisionario que se encuentre en el supuesto establecido en la disposición 5.2.3 del Anexo I de esta norma oficial mexicana de emergencia cumple con las obligaciones correspondientes. Asimismo, la UV o Tercero Especialista deberá verificar:
a) Los cambios de ingeniería realizados durante la construcción y documentación que avale su aprobación, así como los planos de ingeniería de cómo quedó construida la IRGE, y
b) Los programas de operación, mantenimiento y seguridad.
3.11.3.3 Dictamen anual de operación, mantenimiento y seguridad
3.11.3.3.1 La UV o Tercero Especialista debe emitir durante los primeros tres meses de cada año calendario el dictamen de verificación del cumplimiento del programa anual sobre operación, mantenimiento y seguridad de la IRGE del año operativo inmediato anterior, elaborado por el Permisionario. Dicho programa debe ser congruente con lo establecido en los capítulos 5, 6, 7 y 8 del Anexo I de esta norma oficial mexicana de emergencia.
3.11.3.3.2 La UV o Tercero Especialista debe verificar que el Permisionario cuente con el programa anual sobre operación, mantenimiento y seguridad de la IRGE del año operativo en curso. Este programa debe contener la información mínima aludida en la disposición 9.4.1 del Anexo I de esta norma oficial mexicana de emergencia y ser entregado por el Permisionario a la Comisión junto con el Dictamen anual de operación, mantenimiento y seguridad del año operativo inmediato anterior, de acuerdo con lo establecido en la disposición 3.11.3.3.1 anterior.
3.11.3.3.3 Para la expedición del Dictamen anual de operación, mantenimiento y seguridad, la UV o Tercero Especialista debe verificar que la documentación y registros de operación, mantenimiento y seguridad correspondan con las condiciones operativas de la IRGE al momento de la verificación, y con el programa anual de operación, mantenimiento y seguridad del año operativo inmediato anterior. Estos documentos actualizados deben considerar, al menos, los aspectos siguientes:
a)     El estudio de riesgos vigente y actualizado en caso de haber realizado modificaciones técnicas en las instalaciones o haberse modificado las condiciones en las inmediaciones de la IRGE que afecten la seguridad de ésta;
b)    El manual de operación de la IRGE con procedimientos detallados;
c)     La bitácora de la operación de la IRGE, incluyendo el registro de condiciones normales, anormales y de emergencia, en su caso, de las acciones derivadas y los resultados de dichas acciones;
d)    La capacitación y, en su caso, certificaciones actualizadas del personal que desempeña los trabajos de operación, mantenimiento y seguridad;
e)     Los programas de mantenimiento aplicados y la bitácora de las actividades de mantenimiento;
f)     Los indicadores del desempeño del SAI, de conformidad con lo establecido en la disposición 8.3 del capítulo 8 del Anexo I de esta norma oficial mexicana de emergencia, cuyo propósito es cuantificar su efectividad;
g)    Los eventos o incidentes en los cuales existió riesgo para el personal y las instalaciones, en su caso, así como las acciones que se implementaron para corregir las condiciones que las originaron.
3.11.3.4 Dictamen de desmantelamiento total y de retiro de uso y operación de la IRGE.
3.11.3.4.1 Para la expedición del dictamen de desmantelamiento total y de retiro de uso y operación de la IRGE, la UV o Tercero Especialista debe verificar el cumplimiento de las disposiciones establecidas en la disposición 5.12, Capítulo 5 del Anexo I de esta norma oficial mexicana de emergencia.
 
Anexo III Requisitos Mínimos para Determinar la Evaluación de la Conformidad de un Sistema de Transporte
A. Verificación documental
La UV o el Tercero Especialista deben comprobar que las especificaciones y criterios establecidos en los documentos examinados se aplican en el diseño, construcción, seguridad, operación, y mantenimiento del Sistema de transporte, para lo cual se debe realizar la verificación documental y en campo, y comprobar que el Sistema de transporte cumple con los requisitos de la Parte 1 de las tablas que se anexan a continuación para cada uno de los rubros indicados.
Como complemento a esta norma oficial mexicana de emergencia y a manera de referencia únicamente, se han incluido en la Parte 2 de las tablas, diversos documentos de consulta relacionados de reconocida validez y amplia aplicación en la industria del transporte de hidrocarburos líquidos.
Tabla 1.- Requisitos mínimos de diseño para determinar la evaluación de la conformidad del sistema
de transporte de hidrocarburos líquidos
Parte 1.- Normas de referencia
 
Parte 2.- Documentos de consulta
Característica
del sistema
NOM-EM-
004-SECRE-
2014
Otras normas
 
ASME B 31.4-
2009
DOT 49 CFR
192-09
Otras normas
Tubería nueva
3.3.1
NOM-003-SECRE-2002, 5.2.1 a 5.2.3; 6.2.1 a 6.2., NMX-B-177-19907
 
403.11, 423.2.3
y 423.2.4
192.55
 
Tubería usada
3.3.2
NMX-B-177-1990
 
403.10, 423.2.3
y 423.2.4
192.55
 
Disposiciones generales
4.1.1
NOM-003-SECRE-2002, 5.1.1 a 5.1.5; 6.1.1 a 6.1.3
 
401.3, 403.3 a
403.7 y 404.1.4
a 404.1.6
192.63
 
Clase de localización
4.3
 
 
 
192.5
 
Espesor de pared de tubos de acero
4.6
 
 
402.3 a 402.8,
403.1 y 403.2
192.105;
192.107;
192.113;
192.115
 
MPOP
8.9.1
 
 
451.1
 
 
Protección contra cargas externas
4.4
 
 
401.1 y 401.2
192.103;
192.111
 
Componentes, accesorios, misceláneos
4.8.1 a 4.8.6
 
 
404.1 a 404.8 y
404.10 a
404.12
192.153;
192.155;
192.157
 
Flexibilidad y expansión de la tubería
4.7.1
 
 
403.9 y 403.2.5
192.159
 
Soportes para tubería y accesorios
4.9.1 y
4.9.1.1
 
 
403.13 y 404.9
192.161
 
Válvulas de seccionamiento
6.15.1 6.15.7
 
 
404.5
192.145
 
Válvulas de retención.
4.8.2.2 y
6.15.6 y
6.15.7
 
 
 
 
 
 
Codos
4.8.3. y
4.8.3.1
 
 
404.2
 
 
Estaciones de bombeo
4.11.1 y
4.11.2
 
 
 
192.199;
192.201;
192.353;
192.355;
192.357;
192.359
 
Patines de medición y trampa de diablos
4.12 al 4.12.2
 
 
 
 
 
Registros
4.13.1 al
4.13.3
NOM-003-SECRE-2002, 7.3.1 a 7.3.8
 
 
192.183;
192.185;
192.187
 
Control de la corrosión externa
4.14 y 4.14.1
al 4.14.2.3
 
 
 
192.455;
192.457
*a): 5; 5.1; 5.2; * b): Sección 3
Control de la corrosión interna
4.12.3 al
4.12.8
 
 
 
192.475;
192.477
 
Control de la corrosión atmosférica en ductos e instalaciones superficiales
4.14.5
 
 
 
 
*a): 5.2.1; * b): Secciones 6 y 7
Recubrimiento externo
4.14.8
 
 
 
192.461
*a): 5.1;
*b): Secciones 4 y 5; NMX-S-14-SCFI-1993
Soportes y anclajes
4.9.1 al
4.9.1.1
 
 
403.13 y 404.9
 
 
Protección catódica
6.18.1 al
6.18.4
 
 
 
192.463
*a): 5.3.1; 5.3.2; 5.2.3; *b):7.4.1; 7.4.2
Aislamiento Eléctrico
6.18.4
 
 
 
192.467
*a): 5.4; 5.4.1;
*b): 4.3
Separación entre tuberías
6.7.4 al
6.7.4.8
 
 
 
 
*b): 4.3.10; 4.3.11
NOTA.- La Parte 2.- Documentos de consulta de la tabla anterior son una referencia y no constituyen una obligación para el Permisionario o Transportista.
*a) Anexo IV Control de la corrosión externa en tuberías de acero enterradas y/o sumergidas.
*b) NACE RP0169-92; Práctica Internacional Reconocida. Control de la corrosión externa en sistemas de tubería metálicos enterrados o sumergidos.
B. Materiales y equipos
La UV o el Tercero Especialista deben verificar que el Permisionario o transportista cuenta con los certificados de calidad de tuberías, conexiones, accesorios, válvulas, reguladores, medidores, así como la de los equipos especiales tales como estaciones de bombeo y/o modulares de estaciones de medición.
La UV o el Tercero Especialista deben verificar que las especificaciones de los materiales y equipos utilizados en la construcción del sistema de transporte de hidrocarburos líquidos, estén conforme a los certificados de calidad y hojas de especificación.
Tabla 2.- Requisitos mínimos de los materiales y equipos para determinar la evaluación de la
conformidad del sistema de transporte de hidrocarburos líquidos
Parte 1.- Normas de referencia
 
Parte 2.- Documentos de consulta
Materiales y
equipos
NOM-EM-004-
SECRE-2014
Otras
normas
 
ASME B
31.4-2009
DOT 49 CFR
192-09
Otros
documentos
Requisitos generales
3.1.1
 
 
423.1,
423.2.1, 425.3
y 425.4
192.53
 
Tubos de acero
3.3.1
NMX-B-177-
1990
 
423.2.3,
423.2.4,
437.6.1 y
437.7
192.55; 192.107;
192.109
NOM-B-177-1990;
API 5L; ASTM
A53; A106; A333/
A333M; A381;
A671; A672; A691
Tubos usados
3.3.2
 
 
403.10
192.55
 
Transporte de tubería
3.4.1
 
 
434.4
192.65
API RP5L; RP5LW
Válvulas
3.5
 
 
423.1,
423.2.1, 425.3
y 425.4
192.145
ANSI B 16.33; B
16.34; B16.38; API
6A; 6D
Registro de materiales
3.6.1 y 3.6.2
 
 
 
 
 
NOTA.- La Parte 2.- Documentos de consulta de la tabla anterior son una referencia y no constituyen una obligación para el Permisionario o Transportista.
C. Construcción, soldadura y pruebas
La UV o el Tercero Especialista deben verificar el cumplimiento del programa detallado de construcción y pruebas, correspondiente a cada una de las etapas del proyecto.
La UV o el Tercero Especialista deben verificar que exista correspondencia entre las actividades desarrolladas en el sitio con lo indicado en los planos constructivos y lo establecido en el título de permiso.
La UV o el Tercero Especialista deben verificar que el Permisionario o transportista cuenta con manuales de procedimientos para el proceso de construcción y que son aplicados por los responsables de la construcción del sistema de transporte de hidrocarburos líquidos.
La UV o el Tercero Especialista deben verificar que el Permisionario o transportista cuenta con la metodología, instrumentos y equipos adecuados para realizar pruebas de hermeticidad.
La UV o el Tercero Especialista deben constatar que el Permisionario o transportista dispone de los certificados de calibración de los aparatos de medición utilizados en las pruebas.
La UV o el Tercero Especialista deben verificar los registros de las pruebas realizadas por el Permisionario o transportista.
La UV o el Tercero Especialista deben verificar el tipo de protección que se instalará para evitar la corrosión de las tuberías.
D. Verificación en campo
a)     Durante el proceso de construcción del sistema, debe verificar que el personal responsable de efectuar la construcción tiene la calificación y capacitación requeridas sobre los procedimientos de construcción para que dichos procedimientos sean aplicados correctamente.
b)    Para el dictamen de inicio de operaciones, la UV deberá comprobar que el sistema, ampliación, ramal o ducto a ser verificado, no se encuentra empacado ni está conduciendo hidrocarburos líquidos.
c)     Los materiales y accesorios empleados en las tuberías de líneas principales y ramales del sistema de transporte, estaciones de bombeo, trampas de recibo y envío de dispositivos de inspección y limpieza del sistema de transporte.
d)    Los equipos utilizados para medición deben corresponder con las especificaciones de los manuales del fabricante.
 
e)     Las especificaciones de las válvulas críticas del sistema (reguladoras, de seccionamiento, de seguridad) deben cumplir con lo establecido en los certificados de calidad y particularmente en las hojas de especificación correspondientes.
f)     La ubicación de las válvulas críticas del sistema: reguladoras, de seccionamiento y de seguridad, con respecto a la localización que se encuentra en los planos respectivos.
g)    La comprobación de que las obras efectuadas correspondan con los planos del Sistema de transporte. Se debe verificar que éste corresponda con lo establecido en el título de permiso correspondiente, en su caso.
h)    Revisar la bitácora de supervisión, operación y mantenimiento.
i)     Comprobar en forma aleatoria los señalamientos y letreros de la franja de seguridad del sistema por donde se instalan los ductos de transporte.
j)     La implantación del sistema de protección catódica conforme con sus especificaciones y características del equipo y el tramo que protege, así como el tipo de protección: ánodos de sacrificio y/o corriente impresa, ubicación de los puntos de medición de potencial, estado de los postes de toma de potencial y de los aisladores en válvulas de seccionamiento.
k)     Los procedimientos de construcción, entre otros: profundidad de zanjas, instalación de tubería de acero, tomas de servicio, señalización, inspección de soldaduras, compactación, cama de arena, tipo de relleno utilizado, cinta de polietileno de advertencia y cable guía, entre otros.
l)     Verificar que los soldadores estén calificados conforme con el procedimiento empleado y que cuentan con la identificación correspondiente.
m)    Verificar que las estaciones de medición y regulación, estaciones de entrega y estaciones de bombeo del sistema se encuentran debidamente protegidas para impedir el acceso de terceros, con letreros y señalamientos de advertencia, el equipo de seguridad requerido y la ubicación, tipo y cantidad apropiada de extintores y equipo contra incendio, así como el control de acceso a dichas instalaciones.
Tabla 3.- Resumen de requisitos mínimos del proceso de construcción y pruebas para determinar la
evaluación de la conformidad del sistema de transporte de hidrocarburos líquidos
Parte 1.- Normas de referencia
 
Parte 2.- Documentos de consulta
Característica del
proceso
NOM-EM-004-
SECRE-2014
Otras
normas
 
ASME B 31.4-
2009
DOT 49 CFR
192-09
Otras
normas
Requisitos generales
6.1.1
 
 
434.1
192.301 a
192.309; 192.317
 
Manejo y transporte de tubería
6.2.1 al 6.2.3
 
 
434.4
 
 
Inspección de materiales
6.3.1 y 6.3.2
 
 
434.2 y 434.5
 
 
Ancho mínima de la franja de seguridad del sistema (antes derecho de vía)
6.5.1
 
 
434.3
 
 
Profundidad mínima
6.6.1
 
 
434.6
192.319; 192.327
 
Instalación de tubos en zanja
6.7 y 6.7.1 al
6.7.3
 
 
434.6
192.319; 192.327
 
Separación de ductos
6.7.4 al 6.7.4.8
 
 
 
 
 
Cambio de dirección y cruces especiales
6.9.1, 6.10.1 al
6.10.2
 
 
434.7, 403.8 y
434.13.3 a
434.13.5
192.313; 192.315
 
 
Encamisado
6.12.1
 
 
402.8 403.1,
403.2.1,
403.8.6
192.323
 
Válvulas de seccionamiento
6.15.1 al 6.15.7
 
 
434.15.1 y
434.15.2
 
 
Trampas para dispositivos de limpieza e inspección interior.
6.16.1 al 6.16.2
 
 
 
 
 
Señalización
6.17.1 al 6.17.7
 
 
451.3
 
 
Sistema de protección catódica
6.18.1 al 6.18.4
 
 
 
 
 
Patines de medición
6.19.1 al 6.19.3
 
 
434.22 a
434.24
 
 
Soldadura de tuberías, disposiciones generales
5.1.1 al 5.1.3
 
 
434.2 y
434.8.1 a
434.8.4
192.221; 192.225
API 1104;
ASME
Código para
calderas y
recipientes a
presión,
sección IX
Soldadura, requisitos generales
5.2.1 al 5.2.4.3
 
 
434.8.1 a
434.8.3
192.231; 192.235
 
Procedimientos de soldadura
5.2.3 al 5.2.3.4
 
 
434.8.3,
434.8.4 y
437.7
 
 
Preparación para soldar.
5.3.1 al 5.3.3
 
 
 
 
 
Protección de soldaduras
5.4.1
 
 
 
 
 
Calificación de los soldadores
5.2.4 al 5.2.4.3
 
 
434.8.3,
434.8.4 y
437.7
192.227; 192.229
 
Inspección, pruebas y criterios de aceptación.
5.5.1 al 5.5.4
 
 
434.2, 434.8.5
a 434.8.9,
436.6 y 437.7
 
 
Remoción o reparación de defectos.
 
5.6.1 al 5.6.5
 
 
 
 
 
Pruebas de hermeticidad
7.1.1 al 7.8.1
 
 
437.1 a 437.4
y 437.7
192.503,
192.505;
192.515; 192.517
 
NOTA.- La Parte 2.- Documentos de consulta de la tabla anterior, son una referencia y no constituyen una obligación para el Permisionario o Transportista.
E. Operación, mantenimiento y seguridad
La UV o el Tercero Especialista deben verificar que el Permisionario o transportista cuente con un documento que contenga la memoria técnico-descriptiva, relativa a la operación y mantenimiento del sistema de transporte que incluya lo siguiente:
a.     Ubicación de las instalaciones
b.     Capacidad máxima de diseño
c.     Memoria de cálculo (incluye el cálculo del análisis hidráulico)
 
d.     Condiciones de operación
e.     Especificaciones del sistema
La UV o el Tercero Especialista deben verificar que se cuente con manuales y procedimientos escritos, que estén disponibles y sean del conocimiento del personal operativo.
La UV o el Tercero Especialista deben verificar que la MPOP sea determinada mediante la disposición 4.2 de esta norma oficial mexicana de emergencia.
La UV o el Tercero Especialista deben verificar que el Permisionario o Transportista cuente con la información que se menciona a continuación:
f.     Informe del cumplimiento de los programas de mantenimiento que considere las actividades a efectuarse en el sistema durante el año calendario correspondiente, así como las ya efectuadas.
Dichas actividades deben cubrir como mínimo con lo siguiente:
i.     Informe de vigilancia y patrullaje, donde se establezcan los cambios en el sistema, como es el caso de asentamientos humanos, construcciones o excavaciones no autorizadas que invadan la franja de seguridad del sistema, acceso a válvulas de seccionamiento, estaciones de bombeo y medición, cambios en la topografía que pudieran comprometer la seguridad del sistema de transporte, instrumentos, equipos, señalamientos y letreros dañados y condiciones inseguras de la red.
ii.     Informe de reparaciones o sustitución de: tuberías; válvulas de seccionamiento, de bloqueo, dispositivos de seguridad, medidores, e instrumentos, así como reparación de soldaduras.
iii.    Informe de detección, ubicación y reparación de fugas.
iv.    Informe del control de corrosión con los registros de la medición de potenciales tubo-suelo, y gráficas de tendencia y de reparación o sustitución de rectificadores de corriente y ánodos de sacrificio.
v.     En estaciones de bombeo, los resultados de la inspección y pruebas realizados a los dispositivos de paro a control remoto.
vi.    La periodicidad del mantenimiento y pruebas efectuadas a tuberías, válvulas, equipos, dispositivos de seguridad y control del sistema debe ser la indicada en el programa de mantenimiento y de acuerdo con los procedimientos.
vii.   Programa de capacitación para la prevención y atención de accidentes.
g.    Bitácora para la supervisión, operación y mantenimiento de obras e instalaciones, la cual debe incluir como mínimo:
i.     Reportes de mantenimiento atendidos por el operador en turno, incluyendo una breve descripción de las actividades desarrolladas, personal participante, duración de los trabajos y si las reparaciones se terminaron satisfactoriamente.
ii.     Condiciones de emergencia que se presentaron durante la jornada y las acciones que se tomaron para su atención y solución.
iii.    Levantamiento de condiciones de operación (presión, temperatura, flujo de hidrocarburo líquido, entre otras).
iv.    Reportes de tuberías, accesorios, equipos, dispositivos de seguridad, válvulas, instrumentos y, en general, de los componentes del sistema que se encuentran dañados y no han sido reparados.
v.     Paros de emergencia y reducciones repentinas de presión en cualquier sección del sistema, necesarias para evitar riesgos al operador o a las instalaciones del sistema de transporte.
vi.    La constancia de que los simulacros de índole operativa o de emergencias se efectuaron de acuerdo a programa.
vii.   Programa de capacitación para la prevención y atención de siniestros.
h.    Los medios para la atención de quejas, reportes y emergencias, deben incluir la siguiente información:
i.     Procedimientos escritos y su aplicación.
ii.     Oficinas y/o números telefónicos específicos.
iii.    El método para clasificar las llamadas de emergencia así como el tiempo de respuesta dado a cada
una de las llamadas.
iv.    Los registros históricos de este servicio.
La UV o el Tercero Especialista deben verificar que el Permisionario o transportista garantice el funcionamiento correcto del sistema mediante los programas siguientes:
i.      Mantenimiento preventivo del sistema.
j.      Mantenimiento a la protección catódica.
k.     Programa de reemplazo de tuberías y/o accesorios, basado en la inspección y avalados con su correspondiente prueba de hermeticidad.
l.      Calibración, mantenimiento y/o reposición de medidores.
m.    Monitoreo de fugas.
n.     Inspección, mantenimiento y prueba de válvulas de seccionamiento.
Tabla 4.- Resumen de requisitos mínimos de la operación y mantenimiento para determinar la
evaluación de la conformidad del sistema de transporte de hidrocarburos líquidos
Parte 1.- Normas de referencia
 
Parte 2.- Documentos de
consulta
 
Característica
del sistema
NOM-EM-
004-SECRE-
2014
Otras
normas
 
ASME B31.4-
2009
DOT-49-CFR-
192 09
Otras normas
Procedimientos de operación y mantenimiento
8.1.1 al 8.2.3
 
 
450.1 y 450.2
192.605
 
Detección de derrames
8.3.1 al 8.3.4
 
 
451.11
192.605,
192.706
 
Derrames y rupturas de ductos
8.6.1
 
 
 
 
 
Programa de capacitación y/o entrenamiento
8.7.1
 
 
450.2
 
 
Comunicaciones
8.8.1 al 8.8.4
 
 
 
 
 
Válvulas
8.14.1 y
8.14.2
 
 
451.8
192.605;
192.745
 
Registros
8.10.1
 
 
 
192.605;
192.749
 
Perforación de tuberías
8.16.1 al 8
16.5
 
 
 
 
 
Purgado de tuberías
8.17.1 al
8.17.2
 
 
 
 
 
Reparación de derrames
8.18.1
 
 
 
 
 
Vigilancia
8.19.1 al
8.19.3
 
 
451.4 y 451.5
192.613
 
Protección catódica y control de la corrosión
8.20.1 al
8.20.4
 
 
 
 
 
 
Patrullaje
8.21.1 al
8.21.3
 
 
 
 
 
Reparación de tuberías
8.22.1 al
8.22.8.2
 
 
 
 
 
Estaciones de bombeo
8.23.1 a
8.23.4.6
 
 
452.1, 452.2 y
452.4 a 452.7
192.605;
192.731 a
192.736
 
Estaciones o patines de medición
8.24.1 y
8.24.2
 
 
 
192.605;
192.739;
192.743
 
Estaciones y equipos de odorización
8.25.1 y
8.25.2
 
 
 
 
 
Desactivación, reactivación, cambio de servicio y abandono de tuberías
8.28.1 al
8.28.4
 
 
457
192.727
 
Programa anual de operación y mantenimiento
8.29.1 y
8.29.2
 
 
 
 
 
NOTA.- La Parte 2.- Documentos de consulta de la tabla anterior son una referencia y no constituyen una obligación para el Permisionario o Transportista.
F. Programa para la Prevención de Accidentes
La UV o el Tercero Especialista deben verificar que el Permisionario o transportista cuenta con el Programa para la Prevención de Accidentes (PPA). Este programa deberá cumplir como mínimo con lo establecido en el Anexo VI de esta norma oficial mexicana de emergencia. La UV que evalúe esta NOM podrá verificar un documento emitido por otra dependencia si dicho documento incluye lo establecido en el Anexo VI. Si dicho documento no contiene lo establecido en el Anexo VI, se podrá requerir información complementaria que sea congruente con lo establecido en dicho Anexo.
Tabla 5.- Resumen de requisitos mínimos de seguridad para determinar la evaluación de la
conformidad del sistema de transporte de hidrocarburos líquidos
Parte 1.- Requisitos mínimos
 
Parte 2.- Documentos de referencia
Característica del
sistema
NOM-EM-004-
SECRE-2014
 
ASME B31.4-
2009
DOT-49-CFR-192 09
Otras normas
Programa para la Prevención de Accidentes
9.1.1 y 9.1.2
 
454
 
 
Procedimiento de prevención de daños
9.2.1 y 9.2.2
 
 
192.614
 
Simulacros
9.3.1.
 
 
 
 
NOTA.- La Parte 2.- Documentos de consulta de la tabla anterior son una referencia y no constituyen una obligación para el Permisionario o Transportista.
G. Control de la corrosión externa en tuberías de acero enterradas y/o sumergidas
La UV o el Tercero Especialista deben realizar la revisión de información documental y la verificación en campo del sistema de control de la corrosión externa de los aspectos siguientes:
a)     Diseño
b)    Materiales, componentes y equipos
c)     Construcción y pruebas
d)    Operación y mantenimiento
e)     Seguridad
H. Revisión de información documental
 
La UV o el Tercero Especialista deben verificar que el sistema de control de la corrosión externa cuente con documentación completa que asegure que su diseño, construcción, materiales y equipo, así como su operación, mantenimiento y seguridad cumplen con los requisitos de esta norma oficial mexicana de emergencia. Para tales efectos, la UV debe recabar y revisar la información siguiente:
a.     La relativa al sistema según se especifica en los numerales 3.12.1 y 3.12.2 del Anexo IV de esta norma oficial mexicana de emergencia.
b.     Los registros para el control de la corrosión de acuerdo con los numerales 3.13 y 3.13.1 a 3.13.4 del Anexo IV de esta norma oficial mexicana de emergencia.
I. Diseño
Para las tuberías nuevas, la UV o el Tercero Especialista deben dictaminar que las actividades marcadas por el numeral 3.2.1 del Anexo IV de esta norma oficial mexicana de emergencia estén avaladas por un técnico especialista y que dicho trabajo esté sustentado en estudios de suelo detallados del medio que rodea a la tubería, realizados por un técnico especializado, en los cuales, se deben considerar, al menos, los aspectos siguientes:
a.     Determinación de la naturaleza del suelo. La UV debe verificar que el estudio considere la determinación de la resistividad del suelo conforme con el numeral 3.8.2 del Anexo IV de esta norma oficial mexicana de emergencia. El pH y la composición del suelo son, asimismo, propiedades importantes que definen su naturaleza.
b.     Riesgos específicos de la zona.- La UV debe verificar que el estudio considere los cambios posibles de las condiciones del suelo a consecuencia de la irrigación, derrames de sustancias corrosivas, contaminación y cambios del contenido de humedad en el suelo derivados de las diferentes estaciones en el año y condiciones meteorológicas tales como lluvias intensas y tormentas eléctricas.
c.     Experiencia.- La UV debe verificar si el estudio determina la corrosividad probable haciendo referencia a la experiencia real de corrosión en estructuras metálicas similares, así como a la historia de tuberías similares en la que son de gran utilidad los histogramas tiempo-frecuencia acumulada de ocurrencia de fugas por corrosión.
d.     Agentes externos.- La UV debe verificar que el estudio considera la proximidad de agentes externos con el fin de disponer de las protecciones adecuadas para minimizar sus efectos posibles sobre el sistema de protección de tuberías, entre ellas, sin ser limitativo, están las corrientes parásitas derivadas de vías férreas electrificadas, líneas de transmisión y subestaciones eléctricas, protecciones catódicas ajenas, aterrizamientos de motores, controles y sistemas eléctricos, entre otros.
Diseño del sistema.- En caso de que sea necesario instalar un sistema de control de la corrosión externa, la UV debe verificar que su diseño esté avalado por un técnico especialista. La verificación del sistema debe considerar los recubrimientos y la protección catódica de la tubería, los cuales deben ser inspeccionados y probados como se indica a continuación.
Protección catódica.- La UV debe identificar los diferentes tipos de protección catódica en el sistema y verificar que su diseño cumpla con lo establecido por el Anexo IV de esta norma oficial mexicana de emergencia. Para llevar a cabo la verificación, la UV debe separar los tramos de tubería por tipo de protección, los cuales se deben registrar en el formato siguiente:
Tabla 6.- Tubería con protección catódica
Tipo de protección
Diámetro, mm
Longitud, m
Superficie, m2
Ánodos galvánicos
 
 
 
Corriente impresa
 
 
 
Total
 
 
 
La UV debe verificar que la continuidad eléctrica esté asegurada en las uniones no soldadas de la tubería.
La UV debe verificar la ubicación y especificaciones de los aislamientos eléctricos que separan los tramos.
La UV debe verificar la ubicación y especificaciones de los puenteos eléctricos con otras tuberías y estructuras de acero.
 
Protección por ánodos galvánicos o de sacrificio.- La UV debe verificar el procedimiento aplicado para diseñar el sistema de protección catódica y que los ánodos galvánicos cumplen con el objeto de protección descrito en el Anexo IV de esta norma oficial mexicana de emergencia. La UV debe registrar sus especificaciones en el formato siguiente:
Tabla 7.- Especificaciones de las camas de ánodos galvánicos
Ubicación de la cama de ánodos
Característica
Especificación
Cantidad de los ánodos
 
Tipo
 
Peso
 
Profundidad
 
Relleno
 
 
Protección por corriente impresa.- La UV debe verificar el procedimiento aplicado para diseñar el sistema de protección catódica y que las fuentes de corriente impresa cumplen con el objeto de protección descrito en el Anexo IV de esta norma oficial mexicana de emergencia. La UV debe registrar sus especificaciones en el formato siguiente:
Tabla 8.- Especificaciones de las fuentes de corriente impresa
Ubicación:
Descripción
Característica
Especificación
Tipo de regulación
Automática o manual
Configuración
Modular o unidad
Alimentación
Monofásico o trifásico
Tensión de alimentación
 
 
Tabla 9.- Especificaciones de las camas de ánodos inertes
Ubicación de la cama de ánodos
Característica
Especificación
Cantidad de los ánodos
 
Tipo
 
Peso
 
Profundidad
 
Relleno
 
 
Estaciones de medición del control de la corrosión.- La UV debe verificar que el sistema cumple con los requisitos del numeral 3.9.1 del Anexo IV de esta norma oficial mexicana de emergencia.
Tabla 10.- Resumen de requisitos mínimos de diseño para determinar la evaluación de la conformidad
del sistema de control de la corrosión externa
Parte 1.- Normas de referencia
Parte 2.- Documentos de consulta
Característica del
sistema
NOM-EM-004-
SECRE-2014;
Anexo IV
NACE RP 0169-
1996
CFR 49 DOT 192-
2009
ASME B 31.4-
2009
Requisitos generales
3
Sección 3
192.451; 192.453
460, 461.1.3 y
463.1
Recubrimiento anticorrosivo
3.1
Secciones 4 y 5
192.461
461.1.2, 464.2,
465.2 y 466.1.2
Tuberías nuevas
3.2.1
Secciones 6 y 7
192.455
461.1.1
Tuberías existentes
3.2.2
Secciones 6 y 7
192.455; 192.457
461.2
Ánodos de sacrificio
3.3.1
7.4.1
192.463
461.1.3, 461.2.4,
464.3.3 y 465.3.2
Corriente impresa
3.3.2
7.4.2
192.463
461.1.3, 461.2.4,
464.3.1 y 464.3.2
Puenteos eléctricos
3.2.3
 
 
461.1.5 a 461.1.7
Cruzamientos
3.9.3
4.3.10 y 4.3.11
 
 
Aislamiento eléctrico
3.4 y 3.4.1
4.3
192.467
461.1.4
Estaciones para medición de potencial
3.9.1
4.5
192.469; 192.471
461.1.5
Protección contra interferencias
3.9.2
Sección 9
192.473
461.1.6 y 461.2.5
NOTA.- La Parte 2.- Documentos de consulta de la tabla anterior son una referencia y no constituyen una obligación para el Permisionario o Transportista.
2.1.2 Materiales, componentes y equipos
2.1.4.1 La UV o el Tercero Especialista deben verificar que los materiales, componentes y equipos utilizados en el sistema de control de la corrosión externa, cuentan con certificados o registros, en su caso, en cumplimiento con las Normas aplicables. De manera enunciativa mas no limitativa, se deben verificar los componentes siguientes:
a.     Tubería con recubrimiento aplicado en planta.- La UV debe verificar que la tubería con recubrimiento aplicado en planta cuenta con certificados o registros, en su caso, en cumplimiento con las normas aplicables. De manera enunciativa mas no limitativa, se deben verificar los componentes siguientes:
b.     La UV debe recabar y registrar al menos la información requerida en el formato indicado abajo.
c.     Recubrimientos para aplicar en campo.- La UV debe verificar que los recubrimientos para aplicar en campo cuentan con certificados o registros, en su caso, en cumplimiento con las Normas aplicables. Asimismo, la UV debe verificar que dichos recubrimientos sean compatibles con los demás recubrimientos utilizados, que exista un método especificado por el proveedor para su aplicación, y que las características de calidad del recubrimiento una vez aplicado, estén garantizadas por dicho método. Los recubrimientos pueden ser aplicados en campo como líquidos o semilíquidos, o como cintas, manguitos cerrados o abiertos. Asimismo, se deben identificar los que son para capa primaria y para capas de acabado.
i.     La UV debe verificar que esté especificado el procedimiento para la preparación de las superficies desnudas e intermedias para la aplicación de recubrimientos para capa primaria.
ii.     La UV debe especificar la marca comercial registrada y las normas aplicadas para los certificados o registros, en su caso, de los recubrimientos utilizados para aplicar en campo, en el formato siguiente:
Tabla 11.- Registro de los recubrimientos para aplicar en campo
Recubrimiento
Marca registrada
Certificado o registro de las normas
que cumple
Capa primaria
 
 
Capas intermedias
 
 
Capas de acabado
 
 
Cintas
 
 
Manguitos cerrados
 
 
Manguitos abiertos
 
 
 
d.    La UV debe registrar las especificaciones garantizadas por el certificado o registro, en su caso, de los recubrimientos utilizados para aplicar en campo de acuerdo con el formato siguiente:
Tabla 12.- Requisitos de los recubrimientos para aplicar en campo
Propiedad
Método de prueba
Requisito
Evaluación
Resistividad
 
Alta
 
Compatibilidad
 
Muy buena
 
Adherencia al metal
 
Muy buena
 
Resistencia a la intemperie
 
Muy buena
 
Resistencia a la humedad
 
Muy buena
 
Resistencia a la niebla salina
 
Muy buena
 
Resistencia al repintado
 
Muy buena
 
Resistencia a la abrasión, impacto, penetración, etc.
 
Buena en un rango amplio de temperaturas
 
Protección catódica debida a aditivos a base de Aluminio Magnesio y Zinc
 
Buena
 
 
Tabla 13- Resumen de requisitos mínimos de los materiales, componentes y equipos para determinar
la evaluación de la conformidad del sistema de control de la corrosión externa
Parte 1.- Normas de referencia
Parte 2.- Documentos de consulta
Materiales y Equipos
NOM-EM-004-
SECRE-2014;
Anexo IV
NACE RP 0169-
1996
CFR 49 DOT 192-
2009
ASME B 31.4-
2009
Recubrimientos para aplicar en campo
3.1
Sección 5
192.461
461.1.2, 464.2,
465.2 y 466.1.2
Ánodos galvánicos
3.3.1
Sección 7
 
 
Fuentes de corriente impresa
3.3.2
Sección 7
 
 
Aislantes eléctricos
3.4 y 3.4.1
 
 
 
Conexiones eléctricas
3.10.3
 
 
461.1.4
NOTA.- La Parte 2.- Documentos de consulta de la tabla anterior son una referencia y no constituyen una obligación para el Permisionario o Transportista.
J. Construcción y pruebas
La UV o el Tercero Especialista deben verificar durante el proceso de construcción del sistema de transporte los rubros siguientes:
a)     Los procedimientos del manual de instalación del sistema que deben ser aplicados por el personal encargado de realizar la instalación.
b)    El avance de obra congruente con el programa de construcción. La UV debe asentar en el Acta circunstanciada el grado de avance en cada visita que realiza a las instalaciones.
c)     Los tramos de tubería principales del sistema, dimensiones, aislamiento y continuidad eléctrica deben cumplir con las especificaciones.
d)    Los tubos recubiertos y recubrimientos aplicados en campo deben corresponder con las
especificaciones del certificado de producto.
e)     Los procesos de aplicación de recubrimientos de tuberías en campo; la UV o tercero especialista debe estar presente durante la realización de pruebas a los recubrimientos.
f)     Los recubrimientos deben inspeccionarse visualmente y revisarse con un detector de fallas de aislamiento con alta tensión antes de bajar la tubería en las zanjas.
g)    Ubicación y cumplimiento de especificaciones de las camas anódicas. Los ánodos galvánicos y ánodos inertes deben estar cubiertos totalmente por el material de relleno; la conexión eléctrica con la tubería debe estar en buenas condiciones.
h)    Los resultados de las pruebas pre operativas deben confirmar que se cumplen las condiciones del diseño; deben realizarse los ajustes operacionales del sistema cuando sea necesario.
i)     Los perfiles de potenciales de polarización obtenidos de acuerdo al numeral 3.6 del Apéndice II de esta norma oficial mexicana de emergencia, con base en los valores medidos de potenciales tubo/suelo, deben registrarse en el formato siguiente:
Tabla 14.- Resumen de requisitos mínimos de los procedimientos de construcción y pruebas para
determinar la evaluación de la conformidad del sistema de control de la corrosión externa
Parte 1.- Normas de referencia
Parte 2.- Documentos de consulta
Materiales y
Equipos
NOM-EM-004-
SECRE-2014;
Anexo IV
NACE RP 0169-
1996
CFR 49 DOT
192-2009
ASME B 31.4-
2009
Otros
documentos
Recubrimiento anticorrosivo
3.1, 3.1.1 a 3.1.3
Sección 8
 
461.1.2, 464.2,
465.2 y 466.1.2
 
Criterios de protección catódica
3.5
Sección 6
192.455;
192.463 y
Appendix D
461.2.4,
464.3.1 y
465.3.1
 
Perfil de potenciales de polarización
3.6
 
192.455;
192.463 y
Appendix D
461.2.2 y
461.2.7
 
Máximo potencial tubo/suelo
3.7
 
192.455;
192.463 y
Appendix D
 
 
Mediciones eléctricas
3.8, 3.8.1 al 3.8.3
 
192.455;
192.463 y
Appendix D
461.2.2,
461.2.3 y
461.2.7
NACE-TM-
0497-1997
Funcionalidad del sistema y plazo para su instalación
3.9
 
192.455;
192.463 y
Appendix D
461.1.5,
461.1.6,
461.2.3,
461.2.5,
461.2.6,
 
Evaluación de interferencia e interacción con otros sistemas
3.9.2, 3.9.3 y
3.12.2
Sección 9
192.473
461.1.6 y
461.2.5
 
Defectos en el recubrimiento anticorrosivo
3.9.4
 
192.487
461.1.2, 464.2,
465.2 y 466.1.2
 
NOTA.- La Parte 2.- Documentos de consulta de la tabla anterior son una referencia y no constituyen una obligación para el Permisionario o Transportista.
K. Operación y mantenimiento
Debe haber procedimientos y registros para la realización de las siguientes actividades requeridas para el buen funcionamiento del sistema de protección catódica:
a.     Inspección, manejo, almacenamiento e instalación de ánodos galvánicos.
b.     Inspección y manejo de las fuentes de corriente impresa.
c.     Inspección, manejo, almacenamiento e instalación de ánodos inertes.
 
d.     Mantenimiento preventivo de las camas de ánodos galvánicos.
e.     Pruebas de rutina para verificar el comportamiento e integrar el expediente de funcionalidad del sistema, conforme con el numeral 3.9 del Anexo IV de esta norma oficial mexicana de emergencia.
f.     Mediciones de resistividad del suelo, potencial tubo/suelo y corrientes eléctricas conforme con los numerales 3.8 y 3.8.1 a 3.8.3 del Anexo IV de esta norma oficial mexicana de emergencia.
g.     Verificación del funcionamiento de los electrodos de referencia conforme con el numeral 3.8.1 del Anexo IV de esta norma oficial mexicana de emergencia.
Tabla 15.- Resumen de requisitos mínimos de los procedimientos de operación y mantenimiento para
determinar la evaluación de la conformidad del sistema de control de la corrosión externa
Parte 1.- Normas de referencia
Parte 2.- Documentos de consulta
Característica del
sistema
NOM-EM-004-
SECRE-2014;
Anexo IV
NACE RP 0169-
1996
CFR 49 DOT 192-
2009
ASME B 31.4-
2009
Fuentes de energía eléctrica
3.10.1
Secciones 10 y
11
192.465
 
Camas anódicas
3.10.2
 
192.463 y
Apéndice D
464.3.2 y
464.3.3
Conexiones eléctricas
3.10.3
 
192.465
 
Aislamientos eléctricos
3.10.4
 
192.467
 
Recubrimientos
3.10.5
 
192.461
 
Potenciales tubo / suelo
3.10.6
 
192.463 y
Apéndice D
 
Documentación del sistema
3.12.1
 
192.491
 
Registros documentales
3.13; 3.13.1 a 3.13.4
 
192.491
468
NOTA.- La Parte 2.- Documentos de consulta de la tabla anterior son una referencia y no constituyen una obligación para el Permisionario o Transportista.
L. Seguridad
Tabla 16.- Resumen de requisitos mínimos de los procedimientos de seguridad para determinar la
evaluación de la conformidad del sistema de control de la corrosión externa
Parte 1.- Normas de referencia
Parte 2.- Documentos de consulta
Característica de
seguridad
NOM-EM-004-
SECRE-2014;
Anexo IV
Otras normas
NACE RP
0169-1996
CFR 49
DOT 192-
2009
OTROS
Seguridad del personal
3.11
 
 
 
 
Medidas generales
3.11.1
 
 
 
 
Generación de gases peligrosos
3.11.2
 
 
 
 
Instalación en atmósferas peligrosas
3.11.3
NOM-001-
SEDE-2005
 
 
 
Corto circuito en instalaciones eléctricas
3.11.4
 
 
 
 
Desconexión, separación o ruptura de la tubería protegida
3.11.4.1
 
 
 
 
Del equipo eléctrico
3.11.4.2
NOM-001-
SEDE-2005
 
 
 
Instrumentos de prueba
3.11.4.3
 
 
 
 
Señalización de instalaciones energizadas
3.11.5
NOM-001-
SEDE-2005
 
 
 
NOTA.- La Parte 2.- Documentos de consulta de la tabla anterior son una referencia y no constituyen una obligación para el Permisionario o Transportista.
Potencial de protección
Ubicación de la estación de registro eléctrico:
Tubería enterrada o sumergida en agua dulce o salada:
Electrodo de referencia
Cobre/sulfato de cobre o plata/cloruro de plata
Potencial de protección
Inciso 3.5 a) o b) del Apéndice II de esta Norma oficial mexicana de emergencia
 
Cambios de potencial por corriente impresa
Cambio de potencial de polarización
Inciso c) del Numeral 3.5 del Anexo IV de esta norma oficial mexicana de emergencia
Potencial en el punto de impresión
Numeral 3.7 del Anexo IV de esta norma oficial mexicana de emergencia
 
j)     El control de instrumentos y equipos de medición debe estar en condiciones adecuadas de operación.
k)     Los instrumentos y equipos de medición deben tener un certificado de calibración vigente.
l)     Los electrodos de referencia utilizados en las mediciones de diferencias de potencial eléctrico deben tener un certificado vigente en cumplimiento con las normas aplicables; su funcionamiento debe revisarse periódicamente, conforme con el numeral 3.8.1 del Anexo IV de esta Norma oficial mexicana de emergencia.
m)    Las mediciones de las fuentes de corriente impresa deben ser congruentes con el numeral 3.8.3 del Anexo IV de esta norma oficial mexicana de emergencia, y cumplir con las especificaciones del certificado o registro del equipo bajo las condiciones siguientes:
i.     En vacío y a carga plena
ii.     Sobrecarga y corto circuito en fuentes con regulación automática
iii.    Calentamiento a carga plena
iv.    Aislamiento eléctrico antes y después de la prueba de rigidez dieléctrica
v.     Rigidez dieléctrica
n)    Los manuales de procedimientos de operación, mantenimiento, seguridad y aseguramiento de calidad del sistema deben ubicarse en el lugar de trabajo y aplicarse correctamente por el personal encargado de realizar en campo las actividades descritas en ellos.
M. Monitoreo y detección de derrames de hidrocarburos líquidos
La UV o el Tercero Especialista deben realizar la revisión de la información documental y la verificación en campo del programa de monitoreo y detección de derrames de hidrocarburos líquidos. Dicha revisión debe considerar al menos, los aspectos siguientes:
a)     Procedimientos y métodos de monitoreo y detección de derrames
b)    Programas de monitoreo de derrame y registro de resultados
Revisión de información documental. La UV debe verificar que el Permisionario o transportista cuente con la documentación para el monitoreo, detección y control de derrames del Sistema de transporte en su totalidad. Para llevar a cabo esta verificación la UV debe revisar, al menos los documentos siguientes:
Procedimientos y métodos de monitoreo y detección de derrames. La UV debe verificar que los procedimientos y métodos documentados por el Permisionario o transportista para realizar el monitoreo y detección de derrames sean adecuados a las características del Sistema de transporte. Estos procedimientos deben considerar, entre otros, los aspectos siguientes:
 
a.     El procedimiento de control de instrumentos que miden la concentración de vapores de hidrocarburos y de instrumentos de medición debe asegurar que siempre se tengan instrumentos en condiciones adecuadas para su uso y evitar que accidentalmente sean utilizados instrumentos en malas condiciones.
b.     El procedimiento para la capacitación y calificación del personal para realizar el monitoreo, detección y control de fugas, así como la documentación que demuestre la aptitud del personal calificado.
c.     El procedimiento para la autoevaluación de la aplicación del programa de monitoreo, detección y control de derrames, así como el registro de los resultados de la aplicación de dicha autoevaluación.
d.     El procedimiento para obtener la tendencia de los resultados de la autoevaluación. Esta tendencia debe mostrar una mejora continua en las condiciones de seguridad del sistema de transporte.
Tabla 17.- Resumen de requisitos mínimos de los procedimientos y métodos de monitoreo y detección
de fugas para determinar la evaluación de la conformidad del sistema de transporte
Parte 1.- Normas de referencia
Parte 2.- Documentos de consulta
Procedimientos y
métodos
NOM-EM-004-SECRE-
2014; Anexo V
CFR 49 DOT 192-2009
ASME B 31.4-2009
Atención de reportes de fugas
2.1
192.613 y 192.614
 
Olores o indicaciones de derrames o fugas de hidrocarburos líquidos
2.1.1
192.613 y 192.614
 
Detección sobre la superficie del suelo
2.2.1
 
 
Detección debajo de la superficie del suelo
2.2.3
 
 
Detección por inspección visual de la vegetación
2.2.4
 
 
Detección por ultrasonido
2.2.6
 
 
NOTA.- La Parte 2.- Documentos de consulta de la tabla anterior son una referencia y no constituyen una obligación para el Permisionario o Transportista.
Tabla 18.- Resumen de requisitos mínimos de los programas de monitoreo de derrames y registros de
resultados para determinar la evaluación de la conformidad para el sistema de transporte.
Parte 1.- Normas de referencia
Parte 2.- Documentos de consulta
Característica
NOM-EM-004-SECRE-
2014; Anexo V
CFR 49 DOT 192-2009
ASME B 31.4-2009
Registro de fugas
4.1 y 4.1.1
 
 
Registro de los monitoreos de fugas
4.2
192.721; 192.723
 
Autoevaluación
4.3
 
 
NOTA.- La Parte 2.- Documentos de consulta de la tabla anterior son una referencia y no constituyen una obligación para el Permisionario o Transportista.
Anexo IV Control de la Corrosión Externa en Tuberías de Acero Enterradas y/o Sumergidas
ÍNDICE
1.     Introducción
2.     Definiciones
3.     Control de la corrosión externa en tuberías de acero
3.1   Recubrimiento anticorrosivo
3.2   Estructura a proteger
3.2.1            Tuberías nuevas
3.2.2            Tuberías existentes
 
3.2.3            Puenteos eléctricos
3.3   Tipos de protección catódica
3.3.1            Ánodos galvánicos o de sacrificio
3.3.2            Corriente impresa
3.4   Aislamiento eléctrico
3.5   Criterios de protección catódica
3.6   Perfil de potenciales de polarización
3.7   Potencial tubo/suelo máximo permisible
3.8   Mediciones de corriente eléctrica
3.8.1            Medición de potenciales tubo/suelo
3.8.2            Medición de resistividad
3.8.3            Medición de corriente eléctrica
3.9   Funcionalidad del sistema
3.9.1            Previsiones para el monitoreo
3.9.2            Interferencia con otros sistemas
3.9.3            Cruzamientos
3.9.4            Defectos en el recubrimiento anticorrosivo
3.10 Operación, inspección y mantenimiento
3.10.1          Fuentes de energía eléctrica
3.10.2          Camas anódicas
3.10.3          Conexiones eléctricas
3.10.4          Aislamientos eléctricos
3.10.5          Recubrimientos
3.10.6          Levantamiento de potenciales
3.11 Seguridad
3.11.1          Medidas generales
3.11.2          Generación de gases peligrosos
3.11.3          Instalación en atmósferas peligrosas
3.11.4          Corto circuitos en instalaciones eléctricas
3.11.5          Señalización de instalaciones energizadas
3.12 Documentación
3.12.1          Historial del sistema de protección catódica
3.12.2          Interacción con estructuras y sistemas de otras dependencias
3.13 Registros
3.13.1          Funcionalidad del sistema de protección catódica
3.13.2          Modificaciones al sistema original
3.13.3          Reparación o reemplazo de algún componente del sistema de protección catódica
3.13.4          Estudios especiales
1. Introducción
Las estructuras metálicas o tuberías de acero enterradas y/o sumergidas están expuestas a los efectos de la corrosión externa como consecuencia del proceso electroquímico que ocasiona el flujo de iones del metal de la tubería al electrolito que la rodea. Para reducir este efecto es necesario ejercer un control de los factores que influyen en el proceso de corrosión, donde la adecuada selección del material de la tubería y la aplicación de los recubrimientos son los primeros medios utilizados para evitar dicho daño.
La función del recubrimiento es aislar la superficie metálica de la tubería del electrolito que la rodea. Además del recubrimiento anticorrosivo se debe aplicar protección complementaria a la tubería mediante el uso de protección catódica. La implementación, instalación, operación y mantenimiento adecuado del control de la corrosión externa en tuberías de acero enterradas o sumergidas han demostrado ser una herramienta
eficaz que aumenta la confiabilidad de las tuberías destinadas al transporte de fluidos.
2. Definiciones
Para efectos de este Anexo se establecen las definiciones siguientes:
2.1 Ánodo: Elemento emisor de corriente eléctrica; es el electrodo de una celda en el cual ocurre el fenómeno de oxidación.
2.2 Ánodo galvánico o de sacrificio: Metal con potencial normal de oxidación mayor que el de la tubería por proteger, y que al emitir corriente eléctrica de protección, se consume.
2.3 Ánodo inerte: Electrodo auxiliar metálico o no metálico que forma parte del circuito de protección catódica, que no produce corriente eléctrica y su consumo no es directamente proporcional a la corriente de protección.
2.4 Cama anódica: Grupo de ánodos, ya sea inertes o galvánicos que forman parte del sistema de protección catódica.
2.5 Cátodo: Electrodo de una celda en el que ocurren las reacciones electroquímicas de reducción; es el elemento receptor de corriente eléctrica.
2.6 Corriente de protección catódica: Corriente eléctrica directa, necesaria para obtener los valores de potenciales de protección catódica de una estructura metálica enterrada o sumergida en un electrolito.
2.7 Corriente parásita: Corriente eléctrica directa o alterna que proviene de otra fuente de energía distinta al circuito previsto y que llega a la tubería a través del electrolito o por contacto directo. Cuando en una tubería metálica entra una corriente eléctrica parásita se produce corrosión en aquellas áreas donde dicha corriente eléctrica abandona la tubería metálica para retornar a su circuito de origen.
2.8 Corrosión: Destrucción del metal por la acción electroquímica de ciertas sustancias a través de la oxidación o pérdida de electrones del metal.
2.9 Defecto en el recubrimiento: Discontinuidad en el material anticorrosivo que expone la superficie del metal al medio electrolítico que lo rodea.
2.10 Densidad de corriente: Corriente eléctrica directa por unidad de área, expresada usualmente en miliampere por metro cuadrado o miliampere por pie cuadrado.
2.11 Electrodo de referencia: Media celda electroquímica cuyo potencial es constante y reproducible. Es un electrodo, mediante el cual se utiliza en la medición de potenciales tubería-medio (electrolito).
2.12 Electrolito: Conductor iónico de corriente eléctrica directa. Se refiere al subsuelo o al agua en contacto con una tubería metálica enterrada o sumergida.
2.13 Junta de aislamiento: Accesorio constituido de un material aislante que se intercala en el sistema de tubería para separar eléctricamente en secciones a la tubería a proteger.
2.14 Interfases: Transición a la que se somete la tubería al cambiar de electrolito, pudiendo ser ésta tierra-aire, tierra-concreto, concreto-aire, aire-agua, tierra-agua, etc.
2.15 Material de relleno: Mezcla de materiales sólidos que envuelven al ánodo para incrementar su conductividad eléctrica en el terreno donde se alojan.
2.16 Polarización: Magnitud de la variación de carga en un electrodo de un circuito abierto causado por el paso de una corriente eléctrica.
2.17 Poste de señalamiento y/o estación de prueba: Es aquel que indica la trayectoria y localización de las estructuras metálicas y/o tuberías por proteger, además de utilizarse como registro para medir el potencial de la estructura y/o de la tubería ya sea natural o de polarización, con respecto al electrolito.
2.18 Potencial crítico: Voltaje de protección catódica de valor inferior en relación al valor de cualquiera de los criterios de protección catódica.
2.19 Potencial natural: Potencial espontáneo (sin impresión de corriente eléctrica directa) que adquiere una estructura metálica al estar en contacto con un electrolito. También denominado potencial de corrosión.
2.20 Potencial tubo/suelo: Diferencia de potencial entre una tubería de acero enterrada y/o sumergida protegida catódicamente y un electrodo de referencia en contacto con el electrolito.
2.21 Protección catódica: Procedimiento eléctrico para proteger las estructuras metálicas enterradas o sumergidas contra la corrosión exterior, el cual consiste en establecer una diferencia de potencial para que convierta a las estructuras metálicas en cátodo, mediante el paso de corriente eléctrica directa proveniente de la fuente seleccionada para el sistema.
 
2.22 Prueba de requerimiento de corriente: Aplicación de corriente eléctrica directa a la tubería por proteger catódicamente con el fin de cuantificar la corriente eléctrica de protección y determinar los alcances de protección para cada uno de los puntos de drenaje eléctrico.
2.23 Puenteo eléctrico: Conexión eléctrica entre tuberías mediante un conductor eléctrico y terminales fijas, con el fin de integrar en circuitos conocidos las tuberías adyacentes.
2.24 Punto de drenaje eléctrico: Sitio en el que se imprime la corriente eléctrica directa de protección a una tubería enterrada y/o sumergida.
2.25 Recubrimiento anticorrosivo: Material que se aplica y adhiere a la superficie externa de una tubería metálica para protegerla contra los efectos corrosivos producidos por el medio ambiente.
2.26 Rectificador: Equipo que convierte corriente eléctrica alterna en corriente eléctrica directa controlable, que permite imprimir gradualmente esta corriente eléctrica necesaria para la protección de una estructura.
2.27 Resistividad: Resistencia eléctrica por unidad de volumen del material. Las mediciones de esta propiedad indican la capacidad relativa de un medio para transportar corriente eléctrica.
2.28 Señalamiento: Avisos informativos, preventivos o restrictivos para indicar la presencia del ducto y/o referencia kilométrica del desarrollo del ducto. Es posible que los señalamientos estén dotados de conexiones eléctricas para funcionar como estaciones de prueba de potencial.
2.29 Sistema de protección catódica: Conjunto de elementos como: ánodos galvánicos o inertes, rectificadores de corriente eléctrica, cables y conexiones que tienen por objeto proteger catódicamente una tubería de acero.
2.30 Tubería enterrada o sumergida: Es aquella tubería terrestre que está alojada bajo la superficie del terreno o en el lecho de un cuerpo de agua (pantano, río, laguna, lago, etc.). No se refiere a tuberías instaladas en el lecho marino.
3. Control de la corrosión externa en tuberías de acero
La prevención de la corrosión exterior en tuberías de acero enterradas y/o sumergidas se lleva a cabo mediante la aplicación de recubrimientos anticorrosivos y sistemas de protección catódica, con la finalidad de tener las tuberías de acero enterradas o sumergidas en buenas condiciones de operación y seguras.
3.1 Recubrimiento anticorrosivo. El tipo de recubrimiento anticorrosivo se debe seleccionar tomando en cuenta las condiciones de operación, la instalación, el manejo y el escenario particular de exposición de la tubería por proteger, así como la compatibilidad con la protección catódica complementaria.
3.1.1 Durante el manejo y almacenamiento de la tubería recubierta, ésta debe estar protegida para evitar daños físicos.
3.1.2 Se debe realizar una inspección dieléctrica de acuerdo a las características del recubrimiento anticorrosivo para determinar que no presente poros o imperfecciones. En caso de detectarse imperfecciones se deben eliminar las reparaciones y realizar nuevamente la inspección dieléctrica hasta su aceptación.
3.1.3 Cuando la tubería enterrada o sumergida quede expuesta a la superficie, se debe aplicar un recubrimiento anticorrosivo en la parte de transición que prevenga la corrosión entre el tramo aéreo y el enterrado (interfase suelo-aire).
3.2 Estructura a proteger.
3.2.1 Tuberías nuevas. Las tuberías nuevas enterradas y/o sumergidas deben ser recubiertas externamente y protegidas catódicamente, salvo que se demuestre mediante un estudio técnico realizado por el área técnica responsable del control de la corrosión externa, que los materiales son resistentes al ataque corrosivo del medio ambiente en el cual son instalados.
3.2.2 Tuberías existentes. Se deben establecer métodos de evaluación para determinar la necesidad de implementar programas adicionales de control de la corrosión y tomar las acciones correctivas de acuerdo con las condiciones prevalecientes.
Los métodos y acciones mencionados deben incluir, como mínimo, lo siguiente:
a)     Evaluación:
       1. Se deben revisar, analizar y evaluar los resultados de la inspección y mantenimiento normales de las tuberías de acero protegidas catódicamente en búsqueda de indicios de corrosión en proceso;
 
       2. Los métodos de medición eléctrica más comunes incluyen:
Potencial tubo/suelo;
Resistividad del suelo;
Potencial tubo/suelo por el método de dos electrodos.
       3. La funcionalidad de un sistema de protección catódica se debe monitorear de acuerdo con lo indicado en los numerales 3.8 y 3.9 de este Anexo.
b)    Medidas correctivas:
       1. Si se comprueba la existencia de áreas de corrosión en la tubería, se deben tomar medidas correctivas para inhibirla, entre las cuales se encuentran las siguientes:
Análisis de la efectividad y la continuidad de la operación del sistema de protección catódica;
Mejoramiento del recubrimiento anticorrosivo;
Instalación complementaria de ánodos de sacrificio;
Utilización de fuentes de corriente impresa;
Delimitación con aislamientos eléctricos, y
Control de corrientes eléctricas parásitas.
3.2.3 Puenteos eléctricos. Cuando en el derecho de vía existen varias tuberías y se requiere protegerlas catódicamente, se deben puentear eléctricamente, siempre que las dependencias, órganos o empresas encargados de los sistemas de tuberías estén de acuerdo y previamente se hayan realizado los estudios correspondientes. La integración de tuberías ya sean nuevas o existentes a otros sistemas de tuberías debe quedar documentada conforme con lo indicado en el numeral 3.12 de este Anexo.
La instalación del puenteo eléctrico se debe realizar de acuerdo a lo indicado en la definición del término puenteo eléctrico en el numeral 2.25 de este Anexo. Se deben proteger las áreas afectadas por las conexiones en cada tubo con un recubrimiento anticorrosivo compatible.
Es recomendable que en los puenteos eléctricos que se ubiquen en las estaciones de prueba de potencial se identifiquen los conductores eléctricos de cada una de las tuberías que se integran al sistema de protección catódica.
3.3 Tipos de protección catódica. Existen dos tipos de sistemas de protección catódica, los cuales se pueden emplear en forma individual o combinada:
a) Ánodos galvánicos o de sacrificio, y
b) Corriente impresa.
3.3.1 Ánodos galvánicos o de sacrificio. La fuente de corriente eléctrica de este sistema utiliza la diferencia de potencial de oxidación entre el material del ánodo y la tubería. La protección de las tuberías se produce a consecuencia de la corriente eléctrica que drena el ánodo durante su consumo.
En todos los casos, se debe asegurar que la diferencia de potencial disponible del sistema seleccionado sea suficiente para que drene la corriente eléctrica de protección, de acuerdo con lo indicado en el numeral 3.5.
3.3.2 Corriente impresa. Este sistema consiste en inducir corriente eléctrica directa a una tubería enterrada mediante el empleo de una fuente y una cama de ánodos inertes que pueden ser de hierro, grafito, ferrosilicio, plomo y plata entre otros. La fuente de corriente eléctrica directa se conecta en su polo positivo a una cama de ánodos inertes y el polo negativo a la tubería a proteger.
3.4 Aislamiento eléctrico. La tubería de acero a proteger debe quedar eléctricamente aislada de cualquier otro tipo de estructura metálica o de concreto que no esté considerada en la implementación del sistema de protección catódica, tales como soportes de tubería, estructuras de puentes, túneles, pilotes, camisas de acero protectoras, recubrimiento de lastre, entre otros.
3.4.1 Las juntas aislantes se deben seleccionar considerando factores como su resistencia dieléctrica y mecánica, así como las condiciones de operación de la tubería. Al realizar cualquier instalación de junta aislante se debe comprobar la ausencia de atmósfera combustible.
Las juntas aislantes se deben instalar en los lugares siguientes:
a) En cabezales de pozos;
b) En el origen de ramales;
 
c) En la entrada y salida de la tubería en estaciones de medición, y/o regulación de presión y/o de estaciones de bombeo;
d) En las uniones de metales diferentes para protección contra la corrosión galvánica;
e) En el origen y final del sistema de tuberías que se deseen proteger para prevenir la continuidad eléctrica con otro sistema metálico, y
f) En la unión de una tubería recubierta con otra tubería descubierta.
3.5 Criterios de protección catódica. Para proteger catódicamente a las tuberías enterradas y/o sumergidas se debe cumplir, como mínimo, con uno de los criterios siguientes:
a) Un potencial tubo/suelo (catódico) mínimo de -850 milivolts, medido respecto de un electrodo de referencia de cobre/sulfato de cobre saturado (Cu/CuSO4), en contacto con el electrolito. La determinación de este voltaje se debe hacer con la corriente eléctrica de protección aplicada;
b) Un potencial de protección tubo/suelo (catódico) de -950 milivolts, cuando el área circundante de la tubería se encuentre en condiciones anaerobias y estén presentes bacterias sulfato-reductoras;
Para una interpretación válida se debe efectuar la corrección a que haya lugar debido a la caída de voltaje originada durante la medición;
c) Un cambio de potencial de polarización mínimo de -100 milivolts, medido entre la superficie de la tubería y un electrodo de referencia de cobre/sulfato de cobre saturado (Cu/CuSO4) en contacto con el electrolito.
Este cambio de potencial de polarización se debe determinar interrumpiendo la corriente eléctrica de protección y midiendo el abatimiento de la polarización. Al interrumpir la corriente eléctrica ocurre un cambio inmediato de potencial. La lectura del potencial después del cambio inmediato se debe usar como base de la lectura a partir de la cual se mide el abatimiento de la polarización.
Los periodos de suspensión de corriente eléctrica de protección durante los cuales se puede realizar dicha medición están en el rango de 0,1 a 3,0 segundos.
3.6 Perfil de potenciales de polarización. Una vez instalado el sistema de protección catódica se debe verificar el nivel de protección a lo largo de la trayectoria de la tubería. Los valores de potencial obtenidos deben cumplir, como mínimo, con alguno de los criterios indicados en el numeral 3.5 de este Apéndice. Con la información anterior se debe elaborar el perfil inicial de potenciales de polarización y, mediante su análisis e interpretación, se deben realizar los ajustes operacionales a que haya lugar en el sistema seleccionado.
Se deben establecer pruebas de rutina para verificar el comportamiento del sistema de protección catódica, tales como medición y registro de la demanda de corriente eléctrica de protección, impedancia del circuito, condiciones operativas de la fuente de corriente eléctrica directa y perfiles de potenciales de polarización. Lo anterior, con la finalidad de identificar fácilmente los valores de subprotección o sobreprotección en el ducto, así como contar con elementos de juicio técnicos para llevar a cabo pruebas y/o estudios adicionales.
El análisis e interpretación de los resultados de las pruebas antes mencionadas se deben efectuar de manera integral para efectos comparativos, con el objeto de determinar la tendencia de los parámetros monitoreados. Esta información se debe integrar en un expediente sobre la funcionalidad del sistema.
3.7 Potencial tubo/suelo máximo permisible. Este valor se fijará de acuerdo a las características particulares del recubrimiento anticorrosivo existente en la tubería. No debe exceder al potencial de desprendimiento catódico o a valores de potencial más negativos que originen problemas colaterales. Como recomendación general, el valor máximo de potencial no deberá exceder de -2.5 volts en condición de encendido con respecto de un electrodo de referencia o, -1.1 volts en la condición de apagado instantáneo; ambos potenciales referidos a un electrodo de referencia de cobre/sulfato de cobre saturado (Cu/CuSO4), con el electrolito circundante de la tubería a proteger o protegida catódicamente.
Lo anterior, para reducir los efectos adversos tanto en el recubrimiento dieléctrico como en el ducto debido a una sobreprotección originada por el sistema de protección catódica.
3.8 Mediciones de corriente eléctrica. Durante las etapas de implementación, pruebas de campo, construcción, puesta en operación y seguimiento de la efectividad de los sistemas de protección catódica de tuberías enterradas y/o sumergidas, se deben realizar estudios que involucren la medición de variables eléctricas tales como: potencial tubo/suelo (natural y de polarización), resistividad, resistencia y corriente. En esta sección se describen los aspectos generales relacionados con la medición de estos parámetros.
3.8.1 Medición de potenciales tubo/suelo. Para implementar la protección catódica de tuberías metálicas enterradas y/o sumergidas en un electrolito, es necesario conocer la diferencia de potencial adquirida en la interfase tubo/suelo, tanto en ausencia de corriente eléctrica de protección (potenciales naturales o de corrosión), como en la impresión de corriente eléctrica (potenciales de polarización). Para efectuar la medición de esta diferencia de potencial se requiere utilizar una celda o electrodo de referencia. En el caso de tuberías de acero enterradas o sumergidas enterradas, se debe utilizar la celda de cobre/sulfato de cobre saturado (Cu/CuSO4).
En los casos donde se utilicen electrodos de referencia diferentes al de cobre/sulfato de cobre saturado (Cu/CuSO4) se debe tomar en cuenta el potencial equivalente.
Entre los electrodos de referencia más usados encontramos los potenciales equivalentes siguientes:
a) KCl saturado (calomel) con un valor mínimo de potencial equivalente de: -0.78 volts.
b) Plata/cloruro de plata (Ag/AgCl) con un valor mínimo de potencial equivalente de: -0.80 volts.
Se debe verificar cuando menos una vez al año el adecuado funcionamiento de los electrodos de referencia.
Los voltímetros utilizados en la medición de la diferencia de potencial tubo/suelo deben tener una alta impedancia de entrada. Se recomiendan impedancias de entrada no menores a 10 Mega Ohms.
Cuando se requiera conocer de manera continua la diferencia de potencial tubo/suelo, se debe utilizar un registrador de potencial mecánico o electrónico con rango e impedancia de entrada adecuados.
3.8.2 Medición de resistividad. Se deben realizar mediciones de la resistividad del suelo, para ser usadas como apoyo en la implementación del sistema de protección catódica.
La tabla 1 proporciona datos indicativos de los efectos de corrosividad del suelo referidos a la resistividad del mismo.
Tabla 1
Relación entre la resistividad y corrosividad del terreno
Resistividad del suelo (ohms/cm)
Corrosividad del suelo
0-1.000
Altamente corrosivo
1.000-5.000
Corrosivo
5.000-10.000
Poco corrosivo
10.000-en adelante
Muy poco corrosivo
 
3.8.3 Medición de corriente eléctrica. Durante las diferentes etapas en la implementación de un sistema de protección catódica para un sistema de tubería se deben efectuar, con la periodicidad indicada en los programas de operación y mantenimiento de la empresa, las mediciones siguientes:
a) Corriente eléctrica alterna de alimentación al rectificador;
b) Corriente eléctrica directa en la tubería protegida;
c) Corriente eléctrica directa de salida del rectificador, y
d) Corriente eléctrica directa que drena cada ánodo y la que drena la cama anódica.
Para realizar las mediciones de corriente eléctrica directa se deben utilizar los instrumentos de medición calibrados. La medición de corriente eléctrica en sistemas de ánodos galvánicos se debe realizar utilizando un amperímetro de alta ganancia.
3.9 Funcionalidad del sistema. Para que un sistema de protección catódica sea efectivo debe proporcionar una corriente eléctrica suficiente y una distribución uniforme al sistema de tubería a proteger, evitando interferencias, cortocircuitos en encamisados metálicos y daños en los aislamientos eléctricos, así como en el recubrimiento anticorrosivo.
Todos los sistemas de tubería de acero deben contar con un sistema de protección catódica permanente en un plazo no mayor a un año posterior a la terminación de su construcción. En suelos altamente corrosivos (0 a 2000 ohms/cm, con presencia de agentes promotores de la corrosión, entre otros), se debe instalar un sistema de protección catódica provisional con ánodos galvánicos en forma simultánea a la construcción del sistema de tubería. Este sistema provisional de protección catódica se debe sustituir, antes de un año después de terminada la construcción, por el sistema de protección catódica permanente.
 
3.9.1 Previsiones para el monitoreo. Para determinar la eficacia del sistema de protección catódica, la tubería debe contar con estaciones de prueba de potencial a lo largo de ésta a intervalos regulares, con el fin de realizar la medición de potenciales tubo/suelo de una manera más representativa.
3.9.1.1 Cuando la tubería esté instalada a campo traviesa, dichas estaciones deben instalarse cada kilómetro sobre el derecho de vía de la tubería y en todos los cruzamientos con estructuras metálicas enterradas, carreteras, vías de ferrocarril y ríos, en caso de ser posible.
3.9.1.2 Cuando la tubería esté instalada en zonas urbanas, las estaciones de prueba de potencial se pueden instalar en banquetas, registros de válvulas o acometidas, en caso de ser posible.
3.9.1.3 Cuando las estaciones de prueba de potencial de protección catódica no se puedan colocar de acuerdo a lo establecido en el numeral anterior debido a impedimentos físicos o geográficos, la estación de registro correspondiente se debe instalar en el sitio accesible más cercano. La ubicación final de estas instalaciones se debe documentar y guardar en archivo para futuras referencias.
3.9.1.4 Las estaciones de prueba de potencial deben contar con puntas de prueba, a efecto de facilitar la medición de la corriente eléctrica del sistema de protección catódica en cada uno de los puntos donde se aplique el sistema de protección seleccionado, previendo las conexiones para la medición de la corriente eléctrica drenada por cada ánodo y la total de la cama anódica. Las mediciones deben realizarse conforme a lo señalado en el numeral 3.10.6 de este Anexo.
3.9.2 Interferencias con otros sistemas. Cuando se vaya a instalar un sistema de protección catódica en una tubería nueva, se debe notificar a las compañías que tengan estructuras metálicas enterradas y/o sumergidas cerca del área en donde se vaya a alojar la tubería por proteger, con la finalidad de evitar cualquier problema de interferencia. La notificación debe contener, como mínimo, la información siguiente:
a) La trayectoria que sigue el tendido de la tubería;
b) La indicación de rutas de las tuberías a proteger y de cualquier estructura que se vaya a unir a la tubería para reducir alguna interferencia;
c) El tipo de protección catódica a utilizar y especificar si es de ánodos galvánicos o corriente impresa;
d) La posición de la cama o ánodos;
e) Las corrientes eléctricas esperadas, y
f) La fecha de puesta en operación del sistema.
El personal encargado de la protección catódica debe estar preparado para detectar indicios de interferencia con una fuente generadora de corriente eléctrica vecina. En áreas donde se sospeche la presencia de corrientes eléctricas parásitas, se deben efectuar mediciones, dentro de las que se encuentran:
a) Medición de potencial tubo/suelo;
b) Medición del flujo de corriente eléctrica en la tubería interferida, y
c) Medición de las variaciones en la corriente eléctrica de salida de la corriente eléctrica de interferencia.
Los indicios más comunes de interferencia con una fuente vecina son:
a) Cambios de potencial tubo/suelo;
b) Cambios de magnitud o dirección de la corriente eléctrica;
c) Defectos en el recubrimiento, y
d) Daños locales por corrosión en el ducto.
Para mitigar los efectos mutuos entre las líneas de transmisión eléctrica y las tuberías de acero enterradas, la separación entre la pata de la torre o sistema de tierras de la estructura de la línea de transmisión eléctrica y el ducto debe ser mayor de 15 metros para líneas de transmisión eléctrica de 400 kilovolts y mayor de 10 metros para líneas de transmisión eléctrica de 230 kilovolts y menores.
Cuando no sea posible lograr las distancias mínimas recomendadas, se debe realizar un estudio del caso particular para reforzar el recubrimiento de la tubería donde sea necesario y, por ningún motivo, la distancia debe ser menor a 3 metros respecto de la pata de la torre de la línea de transmisión eléctrica.
Se deben realizar estudios para evaluar los efectos que pudieran causar las descargas eléctricas de alto voltaje, corrientes eléctricas inducidas, cruces y paralelismo con torres de transmisión eléctrica y otras estructuras. Se deben realizar estudios y modificaciones, en su caso, necesarias para resolver los problemas de interferencia eléctrica.
3.9.3 Cruzamientos. Se debe conocer el funcionamiento del sistema de protección catódica en los puntos de cruzamiento como son: calles, carreteras, vías de ferrocarril y ríos, debido a que en estos lugares, si tienen camisa metálica, se pueden propiciar conexiones a tierra que provocarían una reducción en la efectividad del sistema de protección catódica.
Cuando existan cruzamientos y/o paralelismos con otras tuberías se debe verificar la interacción entre ambos sistemas mediante mediciones de potencial tubo/suelo y establecer las medidas correctivas para minimizar los efectos de la interacción.
3.9.4 Defectos en el recubrimiento anticorrosivo. Debido a que el recubrimiento anticorrosivo de la tubería está expuesto a daños y deterioros por factores tales como: absorción de humedad, esfuerzos del terreno y desprendimiento catódico, se deben realizar estudios enfocados a identificar, cuantificar y valorar los defectos del recubrimiento dieléctrico y sus efectos en la demanda de corriente eléctrica del sistema de protección catódica seleccionado, así como establecer la conveniencia de repararlos y/o administrar la protección catódica en esas áreas desnudas de la tubería.
Cualquier tramo de la tubería que quede desnudo o expuesto al medio ambiente debe ser examinado en búsqueda de evidencias de corrosión externa y, dependiendo del estado del recubrimiento dieléctrico, se deben tomar las acciones correctivas mencionadas en el inciso 3.2.2 b) que garanticen la integridad de la tubería.
Cuando se detecten daños en el recubrimiento anticorrosivo que sean de una magnitud que justifique su reposición, se deben aplicar recubrimientos anticorrosivos compatibles con el existente.
3.10 Operación, inspección y mantenimiento. Con el propósito de mantener la integridad de los sistemas de tuberías enterrados y/o sumergidos, las personas encargadas del sistema de protección catódica deben establecer, instrumentar y cumplir con los programas de inspección y mantenimiento periódico de los elementos que conforman dicho sistema.
3.10.1 Fuentes de energía eléctrica. Cuando el sistema de protección es a base de corriente impresa con rectificador, las fuentes de energía eléctrica se deben inspeccionar cuando menos seis veces cada año calendario a intervalos que no excedan de dos meses y medio. Para tal efecto, se deben llevar registros de las condiciones de operación, así como cualquier ajuste operacional en el voltaje y/o corriente eléctrica de salida. En caso de que una fuente de corriente eléctrica falle, se deben realizar las medidas correctivas necesarias en conformidad con los códigos técnicos y regulación vigente.
La frecuencia de revisión de los sistemas automáticos de protección catódica, los sistemas fotovoltaicos, turbo generadores y los supervisados a control remoto, se deberá realizar cuando menos una vez al año.
En caso de ocurrir cambios positivos de potencial se debe tomar acción inmediata, particularmente en los puntos de impresión de corriente eléctrica, ya que esto pudiera indicar una polaridad invertida en la fuente externa de corriente eléctrica directa.
3.10.2 Camas anódicas. Los dispositivos anódicos, por lo general, son instalados en forma permanente y no requieren de mantenimiento. Estos dispositivos deben ser revisados y reemplazados cuando se presente una falla o concluya la vida útil. Se debe verificar la corriente eléctrica de salida de los ánodos y la corriente eléctrica total de la cama anódica, a fin de determinar si la cama anódica está funcionando correctamente. Cuando se requiera, los ánodos de la cama anódica se deben humectar con la adición de agua limpia.
3.10.3 Conexiones eléctricas. Todas las conexiones eléctricas e interruptores de corriente eléctrica se deben revisar como mínimo una vez al año y, en caso de existir alguna anomalía, se debe eliminar o corregir.
3.10.4 Aislamientos eléctricos. Los dispositivos de aislamiento eléctrico se deben verificar cuando menos una vez al año y reemplazar en caso de falla.
3.10.5 Recubrimientos. Se deben realizar inspecciones cuando menos cada seis meses del recubrimiento dieléctrico en todos los tramos de las tuberías que se encuentren en la superficie y en áreas expuestas. Cuando el recubrimiento se encuentre deteriorado se debe reemplazar o reparar.
3.10.6 Levantamiento de potenciales. Se deben efectuar mediciones de potenciales tubo/suelo a lo largo de la trayectoria de la tubería, a intervalos máximos de seis meses para zonas a campo traviesa y cada tres meses en zonas urbanas. Esta periodicidad puede ser modificada para condiciones particulares del sistema de protección catódica o para zonas críticas en las que una falla del sistema resulte en una condición de riesgo para la seguridad de la población, así como para áreas en donde se hayan identificado y probado la existencia de potenciales de subprotección y que se requiera evaluar la efectividad de las medidas correctivas mencionadas en el inciso 3.2.2 b) aplicadas o en caso que se presente algún fenómeno de interacción eléctrica con sistemas ajenos al seleccionado.
3.11 Seguridad. Esta sección indica aspectos mínimos de seguridad que se deben considerar en los sistemas de protección catódica de tuberías enterradas y/o sumergidas.
Los sistemas de protección catódica durante sus distintas etapas involucran el uso de equipo energizado, dispositivos de aislamiento eléctrico, puenteos eléctricos y mediciones de parámetros eléctricos, los cuales pueden provocar daños al personal operativo por descargas eléctricas. Por ello, estos trabajos se deben ejecutar por personal calificado y con experiencia en materia de obras e instalaciones eléctricas y de acuerdo a lo que establecen los reglamentos, códigos, normas y leyes aplicables.
El personal que realice actividades de protección catódica debe utilizar la ropa y equipo de protección personal apropiados para el manejo de equipo energizado.
El encargado del sistema de protección catódica deberá dar por escrito las instrucciones de trabajo al personal que realice los trabajos referentes a la protección catódica en donde se indiquen las labores encomendadas, los implementos y equipos de seguridad aplicables así como el equipo y herramientas idóneas para el desempeño de las funciones.
Cuando se requiera realizar una revisión o reparación en el sistema de protección catódica que involucre un riesgo, el encargado de la protección catódica debe expedir la autorización para la realización del trabajo respectivo una vez que se cumplan las condiciones requeridas de seguridad para realizar el trabajo sin riesgo alguno.
3.11.1 Medidas generales. Las medidas de seguridad aplicables al equipo, instalación y mantenimiento de los sistemas de protección catódica deben considerar que se tiene la posibilidad de descargas eléctricas, cortocircuito y producción de chispas debidas a arcos eléctricos que puedan originar riesgos de incendio, toxicidad debida a la generación de cloro en camas anódicas, voltajes y corrientes eléctricas inducidas por líneas de transmisión eléctrica o sistemas de tierra localizados en las proximidades de los ductos protegidos catódicamente, así como a condiciones meteorológicas, por lo que se deberán tomar las medidas de seguridad siguientes:
a) Cuando se instalen dispositivos de aislamiento eléctrico en áreas donde se anticipe una atmósfera combustible, se debe evitar la formación de arco eléctrico conectando a tierra las instalaciones;
b) Los rectificadores utilizados en los sistemas de protección catódica deben ser de doble devanado y conectados a tierra;
c) Las terminales energizadas deben estar aisladas para prevenir un contacto accidental por parte del personal operativo, y
d) Para reducir el riesgo de daño a las personas por el gradiente de voltaje en la superficie del suelo circundante de las camas anódicas, se deben tomar las precauciones siguientes:
1. Enterrar, a 90 centímetros como mínimo, los ánodos y el material de relleno que constituyen la cama anódica, y
2. Aislar totalmente y proteger de daños mecánicos los cables eléctricos de interconexión.
Cuando exista la posibilidad de que se desarrollen voltajes inducidos que pudieran causar un arco eléctrico en las juntas de aislamiento, se deben utilizar celdas electrolíticas de puesta a tierra, celdas de polarización u otros dispositivos adecuados para canalizar la energía a tierra.
3.11.2 Generación de gases peligrosos. En sistemas de protección catódica en los que se instalen ánodos en pozo profundo se deben incluir venteos para evitar la acumulación de gases de hidrógeno y cloro producto del desprendimiento, debido a que pueden ser una condición de riesgo de explosión o intoxicación.
3.11.3 Instalación en atmósferas peligrosas. La naturaleza eléctrica de los sistemas de protección catódica representa el riesgo de una fuente de ignición en atmósferas peligrosas (combustibles y/o explosivas), por lo que su instalación en esas áreas debe satisfacer la clasificación eléctrica de áreas conforme a la NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones eléctricas (Utilización) o la que la sustituya.
3.11.4 Corto circuito en instalaciones eléctricas. El corto circuito de juntas aislantes constituye un riesgo potencial, por lo que, en caso de ser posible, dichas juntas se deben instalar fuera de áreas peligrosas. Cuando no sea posible, se deben adoptar medidas para evitar chispas o arcos eléctricos, como:
a) Conexiones de resistencia colocadas en gabinetes a prueba de fuego;
 
b) Arrestador de flama encapsulado;
c) Electrodos de zinc conectados a tierra en cada lado de la junta aislante, o
d) Una celda de polarización conectada a través de la junta aislante o a tierra.
Las superficies de la junta aislante deben estar encapsuladas para prevenir cortocircuitos causados por herramientas.
3.11.4.1 Desconexión, separación o ruptura de la tubería protegida. La tubería protegida catódicamente tiene una corriente eléctrica fluyendo a través de ella, cualquier desconexión, separación o ruptura de la tubería interrumpe el flujo de corriente eléctrica, lo que puede provocar la generación de un arco eléctrico dependiendo de la magnitud de la corriente eléctrica.
El transformador-rectificador que protege una sección de la tubería en la que se realizará una modificación, mantenimiento o reparación debe ser puesto fuera de servicio y se debe instalar una conexión temporal. Es esencial que la conexión esté puenteada a cada uno de los lados de la separación y que permanezca conectada hasta que se termine el trabajo y la continuidad eléctrica sea restaurada o hasta que el área quede libre de gas y sin riesgo.
3.11.4.2 Equipo eléctrico. El equipo eléctrico instalado en un área de proceso debe ser a prueba de fuego y estar certificado para su uso en el área, con base en la NOM-001-SEDE-2012, Instalaciones eléctricas (Utilización) o la que la modifique o sustituya. En el área de proceso se deben utilizar interruptores de doble polo para asegurar que ambos polos estén aislados durante el mantenimiento. Cada cable que transporte corriente eléctrica de protección catódica se debe instalar de manera que no se pueda realizar la desconexión dentro del área de riesgo sin suspender la energía al sistema de protección catódica. Los cables deben estar protegidos mecánicamente para prevenir su ruptura.
3.11.4.3 Instrumentos de prueba. Cuando se efectúen mediciones eléctricas para el control de la protección catódica en atmósferas peligrosas, el equipo utilizado debe ser intrínsecamente seguro y, antes de realizar los trabajos, el área debe ser evaluada y declarada libre de una atmósfera combustible.
3.11.5 Señalización de instalaciones energizadas. En los lugares donde se instalen fuentes de corriente eléctrica para la protección catódica, se deben colocar señalamientos de advertencia visibles de acuerdo a la NOM-001-SEDE-2012 Instalaciones eléctricas (Utilización) o la que la sustituya.
3.12 Documentación
3.12.1 Historial del sistema de protección catódica. La persona responsable del sistema de protección catódica debe contar con la documentación que respalde las acciones realizadas, que considere la implementación, operación y mantenimiento del sistema. Esta documentación debe estar bajo resguardo y disponible para la autoridad que la requiera. La información debe contener como mínimo lo siguiente:
a) Implementación:
   Objetivo del sistema de protección catódica;
   Especificaciones del recubrimiento dieléctrico así como de su instalación;
   Ubicación y especificaciones de dispositivos de aislamiento eléctrico;
   Pruebas previas a la implementación:
1) Localización de la tubería (plano, referencias geográficas, accesos, etc.);
2) Estudios de resistividades del suelo;
3) Resultados de pruebas de requerimiento de corriente eléctrica, ubicación y características de camas anódicas provisionales, condiciones de operación de la fuente de corriente eléctrica directa provisional, resistencia del circuito, perfil de potenciales naturales y de polarización, potencial máximo en el punto de impresión de corriente, y
4) Ubicación de estructuras metálicas ajenas a la tubería a proteger;
   Memoria técnica del sistema de protección catódica (tiempo de vida, criterios, ubicación de camas anódicas, número, dimensiones y tipo de los ánodos utilizados, densidad de corriente eléctrica, resistencia total de circuito, por ciento de área desnuda a proteger, especificación de materiales y equipo, cálculos, recomendaciones, prácticas de ingeniería, normas, códigos, reglamentos y regulaciones observadas durante la implementación);
   Resultados de pruebas de interacción con otros sistemas eléctricos ajenos al sistema de protección catódica (líneas de alta tensión, sistemas de tierras, estructuras metálicas vecinas protegidas o no catódicamente y dependencias involucradas);
b) Instalación:
 
   Planos y diagramas del sistema de protección catódica tal y como fue instalado. (Arreglos constructivos de la cama anódica, de la fuente externa de corriente eléctrica directa, conexiones eléctricas cable-ducto, ducto-estación de registro de potencial y puenteos eléctricos entre ductos);
   Permisos internos y externos;
   Afectaciones a otras estructuras y/o sistemas de protección catódica a terceros;
   Modificaciones constructivas, adecuaciones, y
   Resultados de las pruebas durante la puesta en operación del sistema de protección catódica y ajustes de campo.
En el caso de tuberías existentes, se debe presentar la información que asegure que el ducto se encuentra protegido catódicamente y que no presenta interacción con otros sistemas eléctricos adyacentes a su trayectoria. Asimismo, se debe establecer un método permanente para completar la información documental requerida para ductos nuevos.
3.12.2 Interacción con estructuras y sistemas de otras dependencias. Es esencial que durante la planificación, instalación, prueba, puesta en marcha y operación de un sistema de protección catódica se notifiquen dichas acciones a las compañías que tengan a su cargo sistemas de tubería de acero enterradas, cables u otras estructuras (ductos de agua, cableado telefónico, líneas de fibra óptica y líneas de alta tensión), próximas a la instalación. Dicha notificación se debe realizar con una anticipación mínima de un mes y por escrito.
Lo anterior, con el propósito de asegurar que el sistema sea instalado de tal manera que la interacción de la protección catódica con sistemas y estructuras vecinas sea mínima.
3.13 Registros. Los registros de control de la corrosión deben documentar en forma clara, concisa y metódica la información relacionada con la operación, mantenimiento y efectividad del sistema de protección catódica.
3.13.1 Funcionalidad del sistema de protección catódica. Se debe registrar la fecha de puesta en servicio del sistema de protección catódica, los levantamientos de potencial, inspecciones y pruebas realizadas para comprobar que no existen interferencias y asegurar que los aislamientos, recubrimientos y encamisados se encuentran funcionando satisfactoriamente.
Los registros del sistema de protección catódica se deben conservar durante el tiempo que las instalaciones permanezcan en servicio.
3.13.2 Modificaciones al sistema original. Todas las modificaciones que se efectúen al sistema de protección catódica original deben registrarse anotando la fecha y modificación realizada, de manera que forme parte de la documentación conforme con lo indicado en los numerales 3.13 y 3.13.1 de este Anexo; se deben incorporar memorias y planos de ingeniería en caso de rehabilitaciones mayores como cambio de capacidad del rectificador y cambio de ubicación de la cama anódica, entre otras.
3.13.3 Reparación o reemplazo de algún componente del sistema de protección catódica. Se deben registrar las reparaciones o reemplazos cuando las inspecciones y pruebas periódicas realizadas indiquen que la protección no es efectiva. Dichas pruebas pueden ser, entre otras:
a) Reparación, reemplazo o ajuste de componentes del sistema de protección catódica;
b) Aplicación del recubrimiento en las áreas desnudas;
c) Interferencia de cualquier estructura metálica en contacto con la tubería y su localización;
d) Reposición de los dispositivos de aislamiento dañados;
e) Acciones para corregir corto circuitos en tuberías encamisadas, y
f) Pruebas de interferencia con estructuras cercanas.
3.13.4 Estudios especiales. Se deben registrar todos los resultados obtenidos de investigaciones especiales como son, entre otros: estudios de levantamiento de potenciales a intervalos cortos, inspección del recubrimiento dieléctrico mediante gradiente de voltaje de corriente eléctrica directa, así como cualquier otra investigación referente a la efectividad del sistema de protección catódica. Esta información debe formar parte del historial de la protección catódica del ducto.
Anexo V Monitoreo y Detección de Derrames de GLP y Otros Hidrocarburos Líquidos
Índice
1.     Definiciones
 
2.     Detección de derrames
3.     Historial de derrames y lineamientos para autoevaluación
1. Definiciones
Para efectos de aplicación de este Anexo se establecen las definiciones siguientes:
1.1 Acción inmediata: El envío sin retraso de personal calificado para evaluar y, en su caso, abatir el riesgo existente o probable derivado de una fuga de hidrocarburo líquido.
1.2 Espacio confinado: Cualquier estructura o espacio cerrado tal como registros de válvulas, túneles, cárcamos o registros de drenaje en la cual se puede acumular hidrocarburo líquido.
1.3 Derrame o fuga de hidrocarburo líquido: Cualquier emisión de hidrocarburo liquido proveniente de un ducto, debido a fractura, ruptura, soldadura defectuosa, corrosión, sellado imperfecto o mal funcionamiento de accesorios y dispositivos utilizados en éste.
1.4 Monitoreo de derrame: El conjunto de actividades que se realizan periódicamente para determinar la presencia de hidrocarburos líquidos en la periferia de ductos, equipos y/o accesorios de los Sistemas de transporte de hidrocarburos líquidos por ductos.
1.5 Perforación de barra, pozo de muestreo o sondeo: La perforación de un diámetro no mayor a 5 centímetros que se hace en el suelo cercano a una instalación subterránea, específicamente para verificar la existencia de hidrocarburo líquido debajo de la superficie del suelo con un indicador de gas combustible.
2. Detección de derrame
2.1 Atención a reportes de derrames o fugas. El Permisionario o transportista debe investigar en forma inmediata cualquier notificación o aviso de terceros en el que se reporte olor a combustible, fuga, incendio o explosión que pueda involucrar a tuberías de transporte de hidrocarburos líquidos u otras instalaciones. Si la investigación confirma una fuga, ésta se debe atender inmediatamente.
2.1.1 Olores o indicaciones de derrames o fugas de hidrocarburos líquidos. Cuando existan indicaciones de fuga en otras instalaciones, se deben tomar las acciones siguientes para proteger la integridad física de las personas y de sus propiedades:
a) Informar de inmediato al operador de la instalación y, si es necesario, a los bomberos, policía y Protección Civil de la localidad, y
b) Cuando la tubería del Permisionario o transportista esté conectada a una instalación ajena que tenga fuga de hidrocarburo líquido, el Permisionario o transportista, para evitar riesgos, debe implementar de inmediato las acciones necesarias para controlar la fuga de combustible.
2.2. Métodos de detección de derrames o fugas de GLP. El Permisionario o transportista puede aplicar para la detección de fugas en sus instalaciones, individualmente o combinados, los métodos siguientes:
2.2.1 Detección con indicadores de gas combustible. El equipo para realizar esta inspección puede ser portátil o móvil. El indicador debe ser del tipo y sensibilidad adecuados, para el método de detección de GLP que se aplique en la instalación inspeccionada, de acuerdo con las instrucciones del fabricante.
2.2.2 Detección sobre la superficie del suelo. Para instalaciones subterráneas se debe tomar un muestreo continuo de la atmósfera al nivel del suelo sobre o lo más cerca posible de la instalación. Para instalaciones arriba del nivel del suelo, se debe tomar un muestreo continuo de la atmósfera adyacente a dicha instalación.
a) Para instalaciones subterráneas, se deben tomar muestras de la atmósfera a no más de cinco centímetros de la superficie del suelo, cuando sea posible, y en todas aquellas irregularidades del terreno que faciliten que el líquido aflore. En áreas donde la tubería está debajo de piso terminado, por ejemplo, banquetas y calles pavimentadas, se deben tomar muestras del aire cercano a discontinuidades e irregularidades del piso, tales como: aberturas, ranuras, rupturas y grietas que faciliten que la detección. Así mismo, se debe analizar el aire dentro de recintos cerrados alojados en aberturas del piso debajo de su nivel, cercanos a la tubería, por ejemplo, pozos de visita, registros de drenaje, de instalaciones eléctricas, telefónicas y otros servicios.
2.2.3 Detección debajo de la superficie del suelo. El muestreo de la atmósfera debajo del piso se debe realizar en aberturas existentes y/o sondeos arriba y/o adyacentes a la tubería. Los pozos de muestreo se deben perforar lo más cerca posible a la tubería y lateralmente a no más de 5 metros del eje de la misma. A lo largo de la tubería los puntos de prueba se deben localizar a no más del doble de la distancia entre la tubería y la pared de edificio más cercana o 10 metros, la que sea más corta, pero en ningún caso el espaciamiento debe ser menor a 3 metros. El patrón del muestreo debe incluir puntos de prueba adyacentes a las conexiones de las líneas de servicio, acometidas a los edificios, cruzamientos de calles y conexiones de ramales. El numeral 2.2.8 describe el procedimiento para localizar fugas por perforación de barra.
 
2.2.4 Detección por inspección visual de la vegetación. Este método tiene por objeto detectar condiciones anormales o inusuales en la vegetación que puedan haber sido causadas por la migración del hidrocarburo. Dichas condiciones deben confirmarse usando un detector de hidrocarburos. La inspección debe ser realizada por personal experto que tenga una buena visión del área que está inspeccionando y sus alrededores. Para determinar la velocidad de recorrido se debe considerar lo siguiente:
a) Trazo del sistema de transporte;
b) Cantidad y tipo de vegetación, y
c) Condiciones de visibilidad tales como: alumbrado, reflejo de luz, distorsiones u obstrucciones del terreno.
2.2.5 El método de inspección visual del estado de la vegetación sólo se puede aplicar en áreas en donde el crecimiento de la vegetación está bien definido. No se debe emplear cuando el grado de humedad del suelo sea anormalmente alto, cuando la vegetación está inactiva, o cuando está en periodo de crecimiento acelerado, como en el comienzo de la primavera.
2.2.6 Detección por ultrasonido. Este método consiste en la instalación de sensores ultrasónicos espaciados a lo largo de la tubería que pueden detectar la ocurrencia de una fuga en tiempo real, por la energía ultrasónica que se genera desde el momento en que ocurre. Las ondas viajan en todas direcciones del sitio de la fuga, lo que permite detectarlas a grandes distancias. Este método se puede acoplar a un sistema de geoposicionamiento.
2.2.6.1 Para probar una instalación por ultrasonido se debe tomar en consideración lo siguiente:
a) Localización de la instalación. Los objetos alrededor de la instalación bajo prueba pueden reflejar o atenuar la energía ultrasónica generada dificultando la detección de la fuga;
b) Cantidad de fugas. La capacidad de detección de este método se reduce conforme se incrementa el número de fugas en un área determinada, ya que pueden producir un nivel alto de ruido ultrasónico debido al aumento de la energía ultrasónica liberada por cada fuga, y
c) Tipo de instalación. Los equipos neumáticos y los operados con gas, entre otros: compresores, motores y turbinas, generan energía ultrasónica. Se debe conocer la localización, cantidad y características de dichos equipos cerca de la instalación para determinar si el ruido ultrasónico que producen puede causar interferencia al equipo de detección de fallas. El área de prueba se debe recorrer para verificar la posible presencia de interferencias.
2.2.6.2 El Permisionario o transportista debe confirmar los resultados obtenidos por ultrasonido aplicando los métodos adecuados para detectar fugas en sus instalaciones.
2.2.7 Detección por fibra óptica. Este método consiste en la instalación de sensores y cable de fibra óptica en los ductos para monitorear, detectar y diagnosticar el desempeño de dichas instalaciones. Se usa para detectar y monitorear fugas de hidrocarburos líquidos en tiempo real.
2.2.8 Localización de fugas por perforación de barra. Este procedimiento se aplica para localizar el lugar preciso de fuga en instalaciones subterráneas y tiene por objeto minimizar la excavación para disminuir costos y evitar pérdida de tiempo en la localización y reparación de fugas. El Permisionario o transportista es responsable de aplicar el procedimiento adecuado para localizar fugas por sondeos en sus instalaciones. Para fines informativos se presenta a continuación una descripción general de este procedimiento.
a) Se debe delimitar la zona de migración del hidrocarburo líquido;
b) Se deben identificar todas las tuberías dentro del área delimitada y localizar las válvulas, conexiones y accesorios, porque son los lugares con mayor probabilidad de fuga. Se debe poner especial cuidado para no dañar otras instalaciones subterráneas que estén dentro del área delimitada, durante la excavación y perforación para localizar fugas;
c) Se deben buscar en el área delimitada evidencias de construcción recientes que pudieran haber dañado la tubería provocando la fuga.
d) Se deben hacer perforaciones equidistantes sobre la línea de gas que se sospeche tiene fuga. Todos los pozos de muestreo deben tener igual profundidad y diámetro. Las muestras de gas deben tomarse a la misma profundidad y, donde sea necesario, los sondeos deben bajar hasta la profundidad del tubo para obtener lecturas consistentes y útiles. Para localizar la fuga de gas se deben identificar los sondeos con las lecturas más altas;
e) En caso de encontrar lecturas altas en varias perforaciones adyacentes, se requiere de procedimientos adicionales para determinar cuál es la lectura más cercana al probable punto de fuga. Las lecturas de algunos sondeos disminuirán con el tiempo, pero es conveniente acelerar este proceso extrayendo el exceso de gas de las perforaciones. Cuando se recupere el gas que está migrando dentro de las perforaciones, se deben
tomar nuevas lecturas para determinar la perforación más cercana a la fuga. Este procedimiento se debe aplicar con precaución para evitar la distorsión del patrón de venteo;
f) Una vez identificado el lugar aproximado de la fuga, se deben hacer pozos de muestreo adicionales más profundos para determinar el lugar probable de la fuga con mayor exactitud;
g) Para determinar cuál de las perforaciones tiene el mayor flujo de gas, se pueden hacer lecturas adicionales en la parte superior de ellas o usar un manómetro o solución tensoactiva que forme burbujas. Asimismo, pueden ser útiles otras indicaciones en los pozos, tales como: las partículas de polvo sopladas, el sonido o sentir en la piel el flujo del gas. En ocasiones es posible distinguir la difracción de la luz solar cuando el gas se ventea a la atmósfera;
h) Cuando el gas se localiza dentro de algún conducto subterráneo ajeno a las tuberías de gas, se deben tomar muestras en todas las aberturas que se tengan disponibles en dicho conducto para delimitar la localización de la fuga de gas;
i) Cuando se logran lecturas estables del indicador de gas se determina el patrón de venteo. El sondeo con la lectura más alta normalmente será el punto exacto de la fuga, y
j) Una vez descubierta, se puede usar cualquier procedimiento para localizar la fuga en la tubería, como el burbujeo para fugas pequeñas.
2.3 Medidas precautorias
2.3.1 En condiciones especiales, se pueden complicar las técnicas de localización de fugas por sondeos. Estas condiciones no son comunes pero son factibles, entre otras, se citan las siguientes:
a) Puede ocurrir una fuga múltiple que ocasione información confusa. Para eliminar esta posibilidad, el área afectada debe revisarse después de reparada la fuga;
b) Otros gases, tales como los que se forman por material orgánico en descomposición se pueden encontrar ocasionalmente, esto es característico cuando se encuentran lecturas constantes de entre 15 y 30% (treinta por ciento) de concentración gas en aire, y
b) La indicación del gas en drenajes se debe considerar como gas de una fuga migrando al drenaje hasta que sea descartado por otros medios o por análisis.
2.3.2 El Permisionario o transportista puede emplear el método de detección más adecuado siempre y cuando se apliquen de acuerdo con sus procedimientos. El Permisionario o transportista, en caso de identificar un derrame o fuga, debe controlarla y repararla inmediatamente.
3.3 Inspección subsecuente. Todas las reparaciones de fugas se deben probar, en su caso, antes de que la instalación entre en operación para confirmar que no persiste la fuga. En tuberías subterráneas, esta prueba se debe hacer antes de taparlas con tierra. Cuando entre en operación la instalación, se debe inspeccionar el área afectada por la fuga con un indicador de gas combustible. Donde esté presente gas residual después de la reparación de una fuga, se debe ventilar y estabilizar la atmósfera del suelo, y realizar una inspección subsecuente en un plazo que no debe exceder de un mes posterior a la reparación.
Tabla 1. Fugas de hidrocarburos líquidos
EJEMPLO
CRITERIO DE ACCIÓN
1. Cualquier derrame o fuga de un hidrocarburo líquido.
2. Cualquier escape de hidrocarburo líquido que se haya encendido.
Requiere de acciones inmediatas para proteger la vida y propiedades de las personas, y de acciones continuas hasta lograr que las condiciones dejen de ser peligrosas.
Debe notificarse a las autoridades competentes como son: la CRE, protección civil, policía y bomberos.
La acción inmediata en algunos casos puede requerir de uno o más de los pasos siguientes:
a)    Puesta en marcha y coordinación del plan de emergencia del Permisionario o transportista;
b)    Evacuación del área;
c)     Acordonamiento del área;
d)    Desviación del tráfico;
e)    Eliminación de las fuentes de ignición;
f)     Ventilación del área, y
g)    Suspensión del flujo de hidrocarburo líquido cerrando las válvulas o por otros medios.
3. Cualquier indicación de que el hidrocarburo líquido haya migrado al interior o debajo de un edificio o dentro de un túnel.
4. Cualquier fuga que sea detectada y que está en una localización que puede ser peligrosa para las personas y sus bienes.
 
3. Historial de derrames o fugas y lineamientos para autoevaluación
4.1 El Permisionario o transportista debe conservar la documentación que demuestre cada monitoreo de derrames o fugas de acuerdo con los resultados, conclusiones y acciones realizadas.
4.1.1 El Permisionario o transportista debe mantener los registros actualizados de dicha documentación para ser proporcionada cuando sea requerida por la autoridad competente. Esta documentación debe estar
sustentada por los registros correspondientes y al menos deben contener la información siguiente:
a) La fecha de detección del derrame o fuga, la fecha y la hora del reporte, el tiempo en que se atendió e investigó y el responsable de estas actividades;
b) La descripción detallada del derrame y su localización;
c) Tratándose de un derrame o fuga que deba ser reportada, la fecha y la hora del reporte telefónico a la autoridad competente y el nombre de quien lo hizo;
d) Las fechas de las reevaluaciones antes de la reparación del derrame y el nombre del responsable de dichas reevaluaciones;
e) La fecha de reparación, el tiempo que llevó la reparación y el nombre del responsable de la reparación;
f) Las fechas de revisiones posteriores a la reparación y el nombre de los responsables de dichas revisiones;
g) El método usado para detectar el derramen;
h) La sección del sistema de transporte donde ocurrió el derrame o fuga;
i) La parte del sistema en que ocurrió el derrame o fuga (tubería, válvula, conexión, estación de bombeo, etc.);
j) El origen del derrame o fuga;
k) La descripción de la tubería;
l) El tipo de reparación efectuada;
m) La causa del derrame o fuga;
n) La fecha de reparación yo instalación de la tubería;
o) Si tiene protección catódica operando, y
4.2 Los registros de monitoreo del derrame o fuga deben contener al menos la información siguiente:
a) La fecha en que se realizó el monitoreo;
b) La descripción del sistema y del área monitoreada. Se deben incluir los planos y/o libros bitácora;
c) Los resultados del monitoreo, las conclusiones y las acciones a seguir;
d) Los métodos aplicados en el monitoreo, y
e) Nombre y firma del personal que efectuó el monitoreo.
4.3 Autoevaluación. El Permisionario o transportista debe evaluar su programa de monitoreo de fugas para determinar la efectividad de dicho programa. Esta autoevaluación debe realizarse cuando menos una vez al año de acuerdo con el procedimiento siguiente:
a) Programa de monitoreo de fugas. Se debe asegurar que el programa de mantenimiento del sistema cumple con lo establecido en este Anexo;
b) Efectividad del monitoreo. Se debe asegurar que los monitoreos de fugas fueron efectuados de acuerdo con el programa y que los resultados fueron satisfactorios en todo el sistema;
c) Programa de reparación. Se debe comprobar que las reparaciones de fugas fueron efectuadas de acuerdo con el programa y los procedimientos especificados;
d) Efectividad de la reparación. Se debe verificar que las reparaciones de fugas fueron realizadas con la efectividad indicada en los procedimientos aplicados, y
e) Registro histórico de fugas. Se debe mantener actualizado el historial de fugas.
Anexo VI. Guía para la Elaboración del Programa para la Prevención de Accidentes (PPA)
ÍNDICE
1.     Introducción
2.     Objetivo
3.     Disposiciones generales
4.     Datos generales
5.     Descripción del entorno del sistema de transporte
6.     Materiales peligrosos y zonas potenciales de afectación
 
7.     Eventos detectados en el estudio de riesgos
8.     Identificación de las medidas preventivas para controlar, mitigar o eliminar las consecuencias y reducir su probabilidad
9.     Programa de actividades a realizar derivadas del estudio de riesgo del sistema de transporte
10.   Plan de respuesta a emergencias nivel interno
11.   Plan de respuesta a emergencias nivel externo
12.   Directorio de la estructura funcional para la respuesta a emergencias
13.   Cumplimiento de la normatividad en materia de seguridad, prevención y atención de emergencias, emitidas por las dependencias del gobierno federal
14.   Comunicación de riesgos
15.   Seguimiento, actualización y notificaciones
1. Introducción
Los Programas para la Prevención de Accidentes (PPA) actúan como una herramienta de soporte valiosa para hacer frente a situaciones de emergencia relacionadas con la actividad de transporte de GLP y de productos obtenidos de la refinación del petróleo tales como gasolina, turbosina, diésel y combustóleo por medio de ductos. Este Anexo constituye una guía para elaborar y mantener la efectividad del PPA mediante la identificación y reducción de los riesgos, lo cual ayudará a salvaguardar la seguridad de la población, sus propiedades y bienes, así como la integridad de los propios sistemas de transporte. Un PPA es un documento técnico administrativo que debe estar sustentado en los riesgos identificados, sus consecuencias a las instalaciones y entorno.
2. Objetivo
El presente Anexo proporciona una guía para la elaboración del PPA e indica el contenido mínimo del mismo y los lineamientos a seguir para mantener su efectividad. El contenido del PPA debe desarrollarse con la suficiente profundidad técnica de acuerdo a las características específicas del Sistema de transporte, su ubicación, y a los recursos técnicos y materiales disponibles.
3. Disposiciones generales
3.1. Todos los Sistemas de transporte a los que les aplica esta norma oficial mexicana de emergencia, deben contar con un PPA.
3.2. Los PPA deben ser realizados y actualizarse con información verídica.
3.3. El contenido marcado en este Anexo es el mínimo necesario para la elaboración del PPA y no debe considerarse como limitativo o exclusivo.
3.4. La Comisión evaluará el PPA y, en su caso, solicitará la corrección, adecuación o ampliación de los puntos mínimos.
3.5. El PPA debe actualizarse de acuerdo a lo siguiente:
a)     Al año, en caso de haber realizado una modificación o ampliación al Sistema de transporte.
b)    En cada modificación o reducción de los recursos humanos y/o materiales directamente involucrados en el PPA.
c)     Al año, en caso de cambio de la clase de localización del sistema de transporte.
d)    Al menos cada cinco años, mediante una auditoría interna de autoevaluación de los puntos que integran el PPA, en caso, de no aplicar ninguno de los tres incisos anteriores.
3.5.1. En caso de que las modificaciones, ampliaciones o reducciones a que hacen referencia los incisos anteriores, sean mínimas y a juicio de Permisionario o Transportista no amerite una actualización del PPA, deberá registrar la justificación respectiva dentro del mismo, en una sección reservada para tal fin, la cual se sugiere sea denominada como "Registro de cambios o actualizaciones" y deberá notificar de manera precisa a la Comisión los cambios efectuados y la justificación correspondiente.
3.6. Para el caso en que un Permisionario o Transportista cuente previamente con un PPA para sus instalaciones industriales, éste debe contemplar en su totalidad las disposiciones del presente Anexo, aplicables al sistema de transporte, para ello debe:
a)     Actualizar o ampliar el PPA de sus instalaciones industriales para integrarle, lo referente al sistema de transporte, de acuerdo a este Anexo, o
b)    Generar un PPA exclusivo para el sistema de transporte, de acuerdo a este Apéndice.
3.7. El responsable del PPA es en todo momento el Permisionario o transportista. El personal de las empresas operadoras de los sistemas de transporte, debe estar involucrado dentro del PPA.
4. Datos generales
4.1. Nombre, denominación o razón social del Permisionario o Transportista.
4.2. Domicilio y teléfono(s) del Permisionario o Transportista.
4.3. Domicilio para oír y recibir notificaciones y nombre de la persona o personas autorizadas para recibirlas y, en su caso, el correo electrónico que designe para tal fin.
4.4. Nombre del representante legal, cargo y número(s) telefónico.
4.5. Responsable de la información contenida en el PPA. Nombre y puesto o cargo dentro de la empresa u organización y número telefónico.
4.6. Localización de la instalación: indicar la ubicación en coordenadas geográficas, anexando plano(s) georreferenciado(s) donde se incluya la totalidad del Sistema de transporte.
5. Descripción del entorno del Sistema de transporte
5.1. Descripción de las características físicas del entorno del Sistema de transporte. En este apartado se deberá señalar el uso de suelo dentro del área unitaria del Sistema de transporte, señalando la existencia y ubicación precisa de cuerpos de agua, zonas naturales protegidas, asentamientos humanos (viviendas aisladas, poblaciones, ciudades, entre otras), características climáticas de la zona con base en el comportamiento histórico de los últimos diez años (temperaturas medias, humedad promedio, dirección de vientos dominantes, velocidad promedio de vientos). Indicando así mismo, si el sistema de transporte se localiza en una zona sísmica (indicar clasificación) o en una zona de huracanes. La información antes descrita deberá estar incluida en un plano legible a escala no mayor a 1:20,000, con escala gráfica y norte indicado.
5.1.1. La información señalada en el numeral anterior debe ser sustentada y referenciada en fuentes confiables y actualizadas, debiéndose señalar dicha referencia.
5.2. Descripción de las características socio-económicas. Describir el tipo de construcciones ubicadas dentro del área unitaria del sistema de transporte, la densidad de población y nivel socioeconómico.
5.3. Infraestructura y servicios de apoyo. Hacer una relación de la infraestructura y servicios con los que cuenta el municipio o localidad para la atención de emergencias (bomberos, hospitales, clínicas, albergues, servicios de emergencia, etc.).
5.4. Zonas vulnerables. Identificar y relacionar aquellas zonas vulnerables (escuelas, centros comerciales, iglesias, unidades habitacionales, parques recreativos, teatros, cines, mercados, etc.), localizadas en torno al sistema de transporte y que derivado del estudio de riesgos del sistema de transporte, se encuentren en la zona de afectación. La información descrita en este numeral deberá ser señalada en el plano a que hace referencia el numeral 5.1 anterior.
6. Materiales peligrosos y zonas potenciales de afectación
6.1. Adjuntar la hoja de datos de seguridad del GLP y de los productos obtenidos de la refinación del petróleo tales como gasolina, turbosina, diésel y combustóleo por medio de ductos, según corresponda.
6.2. Extraer en una tabla los siguientes datos: No. CAS, peso molecular, límite inferior y superior de inflamabilidad. Anexar a estos datos la cantidad de gas o líquido en masa, empacada o contenida en el ducto entre el par de válvulas de seccionamiento consecutivas más alejadas entre sí, calculada a las condiciones de operación del ducto, y anexar la memoria de cálculo.
6.3. Adjuntar las hojas de datos de seguridad de otras sustancias peligrosas (conforme a los listados publicados en el DOF, el 28 de marzo de 1990 y el 4 de mayo de 1992) que se encuentren a menos de 200 metros del sistema de transporte.
6.4. El plano a que hace referencia el numeral 5.1 anterior, deberá indicar los sitios de almacenamiento o ductos de transporte de otras sustancias peligrosas a que hace referencia el numeral 6.3, así como a cantidad de almacenamiento y el diámetro de los ductos, según corresponda.
6.5. Las hojas de datos de seguridad del GLP e hidrocarburos líquidos y de otras sustancias peligrosas que han sido identificadas, deben estar claramente señaladas en el PPA, y darlas a conocer al personal directamente involucrado en la operación, mantenimiento y atención de emergencias del sistema de transporte, así como a todas aquellas instituciones u organizaciones que han sido consideradas como posibles apoyos en caso de una contingencia.
7. Eventos detectados en el estudio de riesgos
7.1. Tomando como base la evaluación y jerarquización de los riesgos identificados en el estudio de riesgos, desarrollado para el Sistema de transporte, se deben indicar en un plano los radios potenciales de afectación de cada uno de los eventos probables encontrados en la simulación para los 2 riesgos jerarquizados como más altos, haciendo referencia en el plano a un documento anexo, el cual debe incluir la sustancia involucrada, características de la misma y todas las consideraciones bajo las que se simularon las consecuencias.
7.2. El plano debe señalar las áreas de mayor de afectación y su escala no deberá ser mayor a 1:10,000. El plano deberá contar con escala gráfica y norte indicado.
8. Identificación de las medidas preventivas para controlar, mitigar o eliminar las consecuencias y reducir su probabilidad
8.1. Describir los equipos, dispositivos o sistemas de seguridad, existentes para disminuir la probabilidad de ocurrencia de los eventos identificados en el estudio de riesgos.
8.2. Indicar las medidas preventivas establecidas, enfocadas a eliminar o disminuir la frecuencia y/o severidad de los eventos identificados en el estudio de riesgos. En esta sección se debe de incluir los programas de mantenimiento e inspección, programas de capacitación y adiestramiento, programas de simulacros, etc. La documentación que se incluya en esta sección debe tener las firmas de los responsables de su ejecución.
8.2.1. El programa de mantenimiento, debe identificar claramente las actividades preventivas para reducir la probabilidad de falla de los componentes del sistema de transporte y la frecuencia de tales actividades.