DOT 195 Español

PARTE 195 – TRANSPORTE DE LIQUIDOS PELIGROSOS A TRAVÉS DE OLEODUCTO

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Sección A – General Sección 195.0 Alcance. 195.1 Aplicabilidad. 195.2 Definiciones. 195.3 Temas incorporados por referencia. 195.4 Compatibilidad necesaria para el

transporte de líquidos peligrosos o de dióxido de carbono.

195.5 Conversión sujeto al servicio de esta parte.

195.6 Inusualmente Áreas Sensitivas (USA`s). 195.7 195.8 Transporte de líquidos peligrosos o

dióxido de carbono en oleoductos con tubos diferente a hierro.

195.9 Oleoductos de plataforma continental. 195.10 Responsabilidad del operador del

cumplimiento con este texto. Sección B – Reporte de accidentes y Condiciones relacionadas con la seguridad 195.50 Reporte de accidentes 195.52 Notificación telefónica de ciertos Accidentes 195.54 Reporte de accidentes 195.55 Reportando condiciones relacionadas

con la seguridad 195.56 Presentación de reportes relacionados

con las condiciones de seguridad 195.57 Presentación de reportes de la condición

de oleoductos costa fuera. 195.58 Destinatario para los reportes escritos 195.59 Reporte de las condiciones de

instalaciones subacuaticas abandonadas. 195.60 Asistencia de operadores en la

investigación 195.62 Reporte de accidente de suministros

DOT Formulario 7000-1 195.63 Número de control OMB asignado a la

colección de información Sección C – Requerimientos de Diseño 195.100 Alcance 195.101 Calificando los componentes metálicos

diferente al tubo 195.102 Diseño de temperatura 195.104 Variación en presión 195.106 Diseño interno de presión

195.108 Presión externa 195.110 Cargas externas 195.111 Propagación de fractura 195.112 Tubo nuevo 195.114 Tubo utilizado 195.116 Válvulas 195.118 Accesorios 195.120 Pasaje de dispositivos de inspección interna 195.122 Conexión de ramas fabricadas 195.124 Cierres 195.126 Pletina 195.128 Estación de tubos 195.130 Ensambles fabricados 195.132 Diseño y construcción de rotura de

tubos sobre tierra 195.134 Detección de goteo CPM Sección D - Construcción 195.200 Alcance 195.202 Cumplimiento con especificaciones o

estándar 195.204 Inspección - General 195.205 Reparación, alteración y

reconstrucción de rotura de tubos en servicio sobre tierra

195.206 Material de inspección 195.208 Soldadura de soportes y agarraderas 195.210 Ubicación de oleoducto 195.212 Doblez de tubería 195.214 Soldadura: General 195.216 Soldadura: Juntas de soldadura en Angulo. 195.218 Removido 195.220 Removido 195.222 Soldadores: Calificación de

soldadores 195.224 Soldadura: Clima 195.226 Soldadura: Soldadura de arco 195.228 Inspección de soldaduras; estándares

de aceptación 195.229 Soldar: Reparación o remover

defectos 195.232 Removido 195.234 Soldar: Pruebas no destructivas 195.236 Removido 195.238 Removido 195.242 Removido 195.244 Removido 195.246 Instalación de tubería en una zanja 195.248 Cubierta de oleoducto enterrado


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195.250 Espacios entre tubería y estructuras subterráneas

195.252 Relleno 195.254 Componentes externos 195.256 Cruces de carrileras o autopistas 195.258 Válvulas: General 195.260 Válvulas: Ubicación 195.262 Equipo de bombeo 195.264 Golpes, protección contra entrada,

ventilación normal/emergencia o presión/descanso de succión para rotura de tanques externos

195.266 Registros de construcción Sección E – Pruebas de presión 195.300 Alcance 195.302 Requerimientos generales 195.303 Alternativas de riesgo a pruebas de

presión de liquidó peligroso y de tubería de bióxido de carbón

195.304 Prueba de presión 195.304 Prueba de componentes 195.307 Pruebas de presión de tanques externos 195.306 Prueba media 195.308 Prueba de uniones 195.310 Registros Sección F – Operación y Mantenimiento 195.400 Alcance 195.401 Requerimientos generales 195.402 Manual de procedimientos para

operaciones, mantenimiento y emergencias

195.403 Entrenamiento para respuesta de emergencia

195.404 Mapas y registros 195.405 Protección contra incendio y acceso/

salida segura involucrando techos flotantes.

195.406 Máxima presión operativa 195.408 Comunicaciones 195.410 Marcadores de línea 195.412 Inspección de derecho de vía y cruces

bajo aguas fluviales 195.413 Inspección subacuatica y

enterramiento de oleoductos en el Golfo de Méjico y sus entradas

195.414 Protección catódica 195.416 Control de corrosión externa 195.418 Control de corrosión interna 195.420 Mantenimiento de válvula

195.422 Reparación de tubería 195.424 Movimiento de tubería 195.426 Instalaciones de palas y esferas 195.428 Dispositivos de seguridad de sobre-

presión y de relleno de protección de sistemas

195.430 Equipo contra incendio 195.432 Inspección de servicio de rotura de

tanques. 195.434 Avisos 195.436 Seguridad de instalaciones 195.438 Fumar o llamas abiertas 195.440 Educación pública 195.442 Programa de prevención de daños 195.444 Detección de escape CPM Áreas de alta consecuencia 195.450 Definiciones Administración de la Integridad de Tubería 195.452 Administración de la integridad de

tubería en áreas de altas consecuencias Sección G – Calificación del personal de Oleoducto 195.501 Alcance 195.503 Definiciones 195.505 Programa de calificación 195.507 Control de Registros 195.509 General Sección H – Control de Corrosión 195.551 Que cubren las regulaciones en esta

sección? 195.553 Que definiciones especiales se aplican

a esta sección? 195.555 Cuales son las calificaciones para los

supervisores? 195.557 Que oleoductos deberían tener una

capa externa de control de corrosión? 195.559 Que material de corrosión puedo

utilizar para el control externo? 195.561 Cuando debo inspeccionar la capa de la tubería para el control de corrosión externa? 195.563 Que oleoductos deberían tener una

protección catódica? 195.565 Como puedo instalar una protección catódica en tanques de salida?


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195.567 Que oleoductos deberán tener pruebas de conductores y como instalo y mantengo estos conductores? 195.569 Debo examinar porciones expuestas de

tubería enterrada? 195.571 Que criterio debo usar para determinar lo adecuado de la protección catódica? 195.573 Que debo hacer para monitorear el

control externo de corrosión? 195.575 Que instalaciones debería aislar electrónicamente y que inspecciones, pruebas y prevenciones se requieren? 195.577 Que debo hacer para aliviar la interferencia de corrientes? 195.579 Que debo hacer para mitigar la corrosión interna? 195.581 Que tuberías debería proteger contra la corrosión atmosférica y que capa de material puedo utilizar? 195.583 Que debo hacer para monitorear el control de corrosión atmosférica? 195.585 Que debo hacer para arreglar tubos corroídos? 195.587 Que métodos están disponibles para determinar la fortaleza de tubería corroída? 195.589 Que información de control de corrosión debería mantener? Apéndice A – Alineación entre La Jurisdicción Federal y Estatal – Estado de la Política e Interpretación de la Agencia Apéndice B – Alternativa base de riesgo para Pruebas de Presión Antiguos de Líquidos Peligrosos y de Tubería de Bióxido de Carbono Apéndice C a Parte 195 – Guía para la Implementación del Programa de la Administración de la Integridad Autoridad: 49 U.S.C. 5103, 60102, 60104, 60108, 60109, 60118,; y 49 CFR 1,53. (50 FR 45733, Nov. 1 1985 Corregido por Corrección 195-70, 65 FR 75378; Correc. 195-71, 65 FR 80530, Dic. 21, 2000; Correc. 195-72, 66 FR 43523, Ago. 20, 2001; Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002).


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Sección A – General 195,0 Alcance. Esta parte establece los estándares de seguridad y de los requerimientos de reporte para las instalaciones de tubería utilizada en el transporte de líquidos peligrosos o de bióxido de carbono 195.1 Aplicabilidad. (a) Excepto como esta definido en el párrafo (b) de esta sección, esta parte aplica para las instalaciones de tubería y el transporte de líquidos peligroso o del bióxido de carbono asociado con estas instalaciones en o afectando el comercio interestatal o extranjero, incluyendo las instalaciones de tubería en los Oleoductos de Plataformas Continentales. (b) Esta parte no aplica a –

(1) Transporte de un líquido peligroso que se transporta en estado gaseoso

(2) Transporte de un líquido peligroso por gravedad en una tubería

(3) Transporte a través de cualquiera de las siguientes tuberías estresada:

(i) Una tubería en tierra o un segmento de tubería que

(A) No transporta HVL (B) Esta localizada en un área rural (C) Esta localizada fuera de un río

utilizado actualmente para navegación comercial;

(ii) Un oleoducto sujeto a las regulaciones de seguridad de la Guarda Costera de los EEUU; o (iii) Una tubería que sirve como refinería, fabricación o transporte, carrilera o terminal de embarcaciones, si el oleoducto es menor en longitud a una milla (medido fuera de las instalaciones) y no cruza un área costera o un río utilizado para navegación comercial (4) Transporte de petróleo en líneas rurales costeras excepto en las líneas de colección de las entradas del Golfo de Méjico que están sujetas a 195.413; (5) Transporte de líquido peligroso o de bióxido de carbono en oleoductos costeros que se encuentran localizados río arriba de la pletina de cada una de las instalaciones donde se producen los hidrocarburos o el bióxido de carbono o donde los hidrocarburos o dióxido de carbono producidos son separado, deshidratados, o de lo

contrario procesados; siendo cualquiera de las dos instalaciones ubicadas río abajo; (6) El transporte de líquido peligroso o del dióxido de carbono en los Oleoductos de Plataforma Continental, los cuales son localizadas río arriba del punto en el cual esta ubicado el responsable de transferirlo de un operador de producción a un operador de transporte. (7) El transporte de líquido peligroso o del dióxido de carbono a través de la producción costera (incluyendo las líneas de flujo), refinería o las instalaciones de fabricación o de almacenamiento o en los sistemas de tubería de planta asociadas con estas instalaciones; (8) Transporte de líquido peligroso o del dióxido de carbono – (i) por embarcación, avión, tanque, carro tanque u otro modo de transporte no de oleoducto; o (ii) A través de las instalaciones localizadas en los terrenos de un terminal de transporte de materiales que son utilizados exclusivamente para transportar líquido peligroso o dióxido de carbono entre modos de transporte no por tubería o entre modos de transporte no tubería con un oleoducto, que no incluye ningún dispositivo y esta asociado a la tubería necesaria para controlar la presión del oleoducto bajo el 195.406 (b); y (9) Transporte del dióxido de carbono río abajo del siguiente punto, si aplica; (i) La entrada de un compresor utilizado en la inyección del dióxido de carbono para las operaciones de recuperación de aceite, o el punto donde el dióxido de carbono reciclado entra a los sistemas de inyección, sea el que se encuentre río arriba; o (ii) La conexión de la primera sucursal de tubería en el campo de producción que transporta el dióxido de carbono a los pozos de inyección o los cabezotes o el tubo distribuidor de donde la tubería se ramifica a los pozos de inyección. © Los tanques de salida están sujetos a esta parte, deberán cumplir con los requerimientos que aplican específicamente a los tanques de salida, y a la extensión aplicable, con requerimientos que aplican a los sistemas e instalaciones de los oleoductos. Si existe un conflicto entre el requerimiento que aplica específicamente a los tanques de sálida y un requerimiento que aplica a los sistemas del oleoducto o a las instalaciones de la tubería, los


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cuales requieren que aplique específicamente a los tubos rotos que prevalecen. El amoniaco anhidro no necesita cumplir con 195.132 (b), 195.205 (b), 195.242 (c) y (d), 195.264 (b) y €, 195.307, 195.428 (c) y (d) y 195.432 (b) y (c). [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 corregido por Correc. 195-1, 35 FR 5332, Mar. 31, 1970; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Julio 27, 1981; Correc. 195-33, 50 FR 15895, Abr. 23, 1985; Correc. 195-34, 50 FR 34470, Ago. 26, 1985; Correc. 195-36, 52 FR 15005, Abr. 22, 1986; Correc. 195-36C, 51 FR 20976, Jun. 10, 1986; Correc. 195-45, 56 FR 26922, Jun. 12, 1991; Correc. 195-47, 56 FR 63764, Dic. 5, 1991; Correc. 195-52, 59 FR 33388, Jun. 28, 1994; Correc. 195-53, 59 FR 35465, Jul. 12, 1994; Correc. 195-57, 62 FR 31364, Jun. 9, 1997; Correc. 195-57A, 62 FR 52511, Oct. 8, 1997; Correc. 195-59, 62 FR 61692, Nov. 19, 1997; Correc. 195-64, 63 FR 46692, Sep. 2, 1998; Correc. 195-66, 64 FR 15926, Abr. 2, 1999] 195.2 Definiciones Utilizado en esta parte – Abandonado significa removido permanentemente del servicio Administrador significa el Administrador, Programa Administrativo especial y de investigación o de sus delegados. Barril es una unidad de medida igual a la de 42 galones estándares de los EEUU. Tanque de Salida es un tanque utilizado para (a) relevar el sistema de oleoducto de líquido peligroso o (b) para recibir y almacenar el líquido peligroso transportado por inyección en un oleoducto y que continua con el transporte de este. Dióxido de Carbono que es el fluido consistente de más del 90 % de moléculas de dióxido de carbono comprimido en un estado supercrítico. Componente es una parte del oleoducto el cual pueden estar sujeto a la presión de bombas, incluyendo, pero no limitado a, tubos, válvulas, codos, tes, pletinas y cierres.

Monitoreo Computacional del Oleoducto (CPM) es un software que es una herramienta de monitoreo que avisa al emisor de la tubería s existe una posible anomalía que podría indicar una emisión de mercancía. Producto Corrosivo es un “material corrosivo” como esta definido en 173.136 Clase 8 – Definiciones de este capitulo. Tubería expuesta significa que es una tubería donde la parte superior se encuentra por encima del piso marino menos que 4.6 metros, como es medido desde la parte más baja del agua. Producto Inflamable es “líquido inflamable” que esta definido por 173.120 Clase 3 – Definiciones de este capitulo. Línea de colección es una tubería de 219,1 mm o de menos medida fuera del diámetro que transporta petróleo de las instalaciones de producción. Golfo de Méjico y sus entradas son las aguas de la marca más alta de agua de la costa del golfo de Méjico y sus entradas al mar (excluyendo ríos, rompeolas, lagos y canales) que incluyen el territorio marítimo y los Oleoductos de Plataformas Continentales a una profundidad de 4,6 metros, como es medido desde la parte más baja del agua. Peligro para navegar para el propósito de esta parte, una tubería cuya parte superior es menor a 305 mm por debajo del piso marítimo y por debajo de 4,6 metros, como es medido desde la parte más baja del agua Líquido Peligroso es petróleo, sus productos o amoniaco anhidro Líquido Altamente Volátil es el líquido que formará una nube de valor cuando este sale a la atmósfera y el cual tiene una presión de vapor que excede 276 kPa (40 psia) a 37.8 grados C Sistema de Tubería en la planta es la tubería que esta localizado en los terrenos de la planta y esta utilizada para transportar líquido peligroso o dióxido de carbono entre plantas o entre las plantas u otro modo de transporte que no incluye


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otro dispositivo y que esta asociada a la tubería a la tubería la cual es necesaria para controlar la presión en la tubería bajo 195.406 (b). Oleoducto interestatal es un oleoducto o parte de oleoducto a la cual se trata este capitulo y esta aplicado. Sección de línea es un continuo seguimiento de tubos entre las estaciones de bombas a presión adyacentes, entre estaciones de bombas de presión y terminales o tanques de salida y un bloque de válvulas, o entre bloques de válvulas adyacentes. Tubería de bajo estrés es una tubería de líquido peligroso que opera enteramente a un nivel de estrés del 20% o menos de la fortaleza de la presión escogida para estas tuberías. Grosor de paredes nominales es el grosor listado en las especificaciones de la tubería. Costero es más allá de la línea ordinaria de agua a través e la costa de los EEUU que se encuentra en contacto directo con el mar y más allá de la línea que especifica los limites de mar adentro. Oleoductos de Plataformas Continentales son todas las tierras que están en el océano y fuera de las áreas de tierra que se encuentran debajo de las aguas navegable como esta definido en la sección 2 del Acta de Tierras Sumergidas (43 U.S.C. 1301) y del cual el subsuelo y piso marítimo son de los EEUU y están sujetas a su control y jurisdicción. Operador es la persona que es dueño u opera las instalaciones de la tubería. Persona es el individuo, firma, unión temporal, sociedad, corporación, asociación, o asociación de acciones, e incluye, fiducías, recipiente, asignado o representante personal en adelante. Petróleo es el aceite curdo, condensante, Gasolina natural, líquidos de gas natural, y gas de petróleo líquido. Producto de Petróleo es inflamable, tóxico, o de productos corrosivos obtenidos de destilación y procesamiento de aceite curdo, aceite no finalizado, gas natural líquido, mezcla de

inventarios y otros componentes misceláneos de hidrocarburo. Tubo o tubería es un tubo, usualmente cilíndrico, por el cual fluye un líquido peligroso o dióxido de carbono de uno punto a otro. Tubería o sistema de tubería significa todas las partes de las instalaciones de la tubería por la cual se transporta líquido peligroso o dióxido de carbono, incluido, pero no limitado a, tubería, válvulas y otras appurtenances conectados a la tubería, unidades de bombeo, ensambles asociados con las unidades de bombeo, medidas y envío de estaciones, ensambles fabricados en adelante, y de tanques de salida. Instalaciones de Tubería son nuevos y antiguos tubos, derecho de vía, y cualquier equipo, instalación, o construcción utilizada en el transporte de líquidos peligrosos o de dióxido de carbono. Instalación de producción es la tubería o equipo utilizado en la producción, extracción, recuperación, realce, estabilización, separación o tratamiento de petróleo o de dióxido de carbono o del almacenaje o medida asociada. (Para ser una instalación de producción bajo esta definición, tubería o equipo se debe utilizar en el proceso de la extracción de petróleo o dióxido de carbono de la tierra o de las instalaciones donde se produzca el CO2, y preparándolo para su transporte en el oleoducto. Esto incluye tubería entre plantas de tratamiento que extraen el dióxido de carbono, y de instalaciones para la inyección de dióxido de carbono para la recuperación de operaciones.) Área Rural es fuera de los límites de una ciudad, pueblo incorporado o no o de cualquier otra área residencial o comercial como son subdivisiones, negocios o centros comerciales o comunidades en desarrollo. SMYS o Fortaleza Mínima Especificada de Rendimiento o SMYS lo cual es la fortaleza mínima expresada en p.s.i. (kPa) enganchada, preescrito por las especificaciones del material que es adquirido del fabricante. Nivel de estrés es el nivel de estrés tangencial o de aro, usualmente expresado como un


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porcentaje de fortaleza mínima especificada de rendimiento. Presión de Sobretensión es la presión producida por el cambio en la velocidad de la corriente que resulta del cierre de una estación o unidad de bombeo, cierre de una válvula o cualquier otro bloqueo de la corriente en movimiento. Producto Tóxico es “material venenoso” como esta definido por 173.132 Clase 6, División 6.1- Definiciones de este capitulo. Área usualmente sensitiva (USA) es un recurso de agua potable o de recurso ecológico que usualmente es sensitivo para el daño ambiental de la emisión de una tubería de líquido peligroso como esta identificado bajo el §195.6. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 corregido por Correc. 195-2, 35 FR 17183, Nov. 7, 1970; Correc.195-5, 38 FR 2977, Ene1, 1973; Correc. 195-15, 44 FR 41197, Jul.16, 1979; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul.27, 1981; Correc. 195-33, 50 FR 15895, Abr 23, 1985; Correc. 195-33C, 50 FR 38659, Sep. 24, 1985; Correc. 195-36, 51 FR 15005, Abr. 22, 1986; Correc. 195-45, 56 FR 26922, Jun. 12, 1991; Correc. 195-47, 56 FR 63764, Dic. 5, 1991; Correc. 195-50, 59 FR 17275, Abr. 12, 1994; Correc. 195-52, 59 FR 33388, Jun. 28, 1994; Correc. 195-53, 59 FR 35465, Jul. 12, 1994; Correc. 195-59, 62 FR 61692, Nov. 19, 1997; Correc. 195-62, 63 FR 36373, Jul. 6, 1998; Correc. 195-63, 63 FR 37500, Jul. 13, 1998; Correc. 195-69, 65 FR 54440, Sep. 8, 2000, Correc. 195-71, 65 FR 80530, Dic. 21, 2000; Correc. 195-77, 68 FR 11748, Mar. 12, 2003] §195.3 Temas incorporados por referencia. (a) Cualquier o distribución o porción en adelante incorporado por referencia que esta incluida en esta parte como si estuviese impreso totalmente. Cuando solo una porción del documento es referenciado, entonces esta parte incorpora solo la porción referenciada del documento y el recorderis no esta incorporada. Las ediciones aplicables están listadas en el párrafo (c) de esta sección dentro de paréntesis después del título del material en referencia. Ediciones anteriores emitidas en anteriores

ediciones pueden ser utilizadas para los componentes de manufactura, diseño o instalación de acuerdo con estas ediciones en el momento en que fueron listados. El usuario deberá hacer referencia a la edición anterior del CFR 49 de un listado de las ediciones anteriores (b) Todos los materiales incorporados se encuentran disponibles para la Implementación del Programa de la Administración de la Integridad, 400 Seventh Street, SW., Washington, DC, y la oficina del Registro Federal, 800 North Capitol, NW., Suite 700, Washington, DC. Estos materiales han sido aprobados para su incorporación por el Director del Registro Federal de acuerdo con el 5 U.S.C. 552(a) y el 1 CFR parte 51. Adicionalmente, los materiales incorporados por referencia son así: (1) American Gas Association (AGA), 1515 Wilson Boulevard, Arlington, VA 22209. (2) American Petroleum Institute (API), 1220 L Street, NW., Washington, DC 20005. (3) The American Society of Mechanical Engineers (ASME), United Engineering Center, 345 East 47th Street, New York, NY 10017. (4) Manufacturers Standardization Society of the Valve and Fittings Industry, Inc. (MSS), 127 Park Street, NE., Vienna, VA 22180. (5) American National Standards Institute (ANSI), 11 West 42nd Street, New York, NY 10036. (6) American Society for Testing and Materials (ASTM) 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken, PA 19428. (7) National Fire Protection Association (NFPA), 11 Tracy Drive, Avon, MA 02322. (8) NACE International, 1440 South Creek Drive, Houston, TX 77084. (c) Los títulos completos o parciales de las publicaciones incorporadas por referencia son así: Los números en paréntesis indican las ediciones aplicables: (1) American Gas Association (AGA): AGA Pipeline Research Committee, Project PR-3-805, “Un Criterio Modificado para Evaluar la Fortaleza Restante del Tubo Corroído” (Diciembre 1989). El programa RSTRENG puedes ser utilizado para calcular la fortaleza restante. (2) American Petroleum Institute (API): (i) API 510 “Código de inspección de la Presión del Recipiente: Inspección de mantenimiento,


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calificación, reparación y alteración (8 edición, Junio 1997). (ii) API 1130 “Monitoreo Computacional de la Tubería” (1ra Edición, 1995). (iii) Publicación API 2026 “Acceso seguro /Egreso Que Involucra Techos Flotantes de Tanques de Almacenaje en los Servicios de Petróleos'' (2da edición, Abril 1998). (iv) API Práctica Recomendada 651 “Protección Catódica de Tanques de Almacenaje Externo de Petróleo '' (2da edición, Diciembre 1997). (v) API Práctica Recomendada 652 “Lineamiento del Fondo de Tanques de Almacenamiento de Petróleo Externos'' (2da edición, diciembre 1997). (vi) API Práctica Recomendada 2003 “Protección contra inflamación que resulten de estática, relámpagos y corrientes pérdidas '' (6ta edición, diciembre 1998). (vii) API Práctica Recomendada 2350 “Protección de exceso del almacenaje en las instalaciones de petróleo'' (2da edición, enero 1996). (viii) API Especificación 5L “Especificación para líneas de tubos” (41st edición, 1995). (ix) API Especificación 6D “Especificación por las Válvulas de Tubería (Compuerta, Enchufe, Bola, y Válvulas de verificación)'' (21 edición, 1994). (x) API Especificación 12F “Especificación para Tanques Soldados para el almacenaje de la Producción de Líquidos'' (11va edición, noviembre 1994). (xi) API Standard 1104 “Soldadura de tubería e instalaciones relacionadas '' (18va edición, 1994). (xii) API Standard 620 “Diseño y Construcción de tanques de almacenaje grandes, soldados y de baja presión'' (9a edición, Febrero 1996, incluyendo Addenda 1 y 2). (xiii) API Standard 650 “Tanques Soldado de Hierro” (9va edición, Julio 1993 (Incluyendo Addenda 1 a través de 4). (xiv) API Standard 653 “Inspección, reparación, alteración y reconstrucción de tanques” (2da edición, diciembre 1995, incluyendo Addenda 1 & 2). (xv) API Standard 2000 “Ventilación atmosférica y almacenaje de tanques de baja presión'' (4ta edición, septiembre 1992). (xvi) API Standard 2510 “Diseño y construcción de instalaciones LPG'' (7ta edición, Mayo 1995).

(3) Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (ASME): (i) ASME/ANSI B16.9 "Factoría -Made Wrought Steel Buttwelding Fittings" (1993). (ii) ASME/ANSI B31.4 "Sistemas de transporte de líquidos para hidrocarburos, Gas liquido de petróleo, Amoniaco Anhidro, y Alcohol" (1992 edición con ASME B31.4a-1994 Addenda). (iii) ASME/ANSI B31.8 “Transmisión de Gas y Sistemas de distribución de tubería” (1995). (iv) ASME/ANSI B31G, “Manual para Determinar la Restante Fortaleza de Tubería Corroida” (1991). (v) ASME Código de Caldera y Presión de Recipiente, Sección VIII `` Presión de Recipientes,'' Divisiones 1 y 2 (1995 edición con 1995Addenda). (vi) ASME Código de Caldera y Presión de Recipiente, Sección IX "Calificación de Soldadura" (1995 edición con 1995 Addenda). (4) Manufacturers Standardization Society of the Valve and Fittings Industry, Inc. (MSS): (i) MSS SP-75 "Especificación para altas pruebas Wrought Butt Welding Fittings" (1993). (ii) [Reservado] (5) American Society for Testing and Materials (ASTM): (i) ASTM Designación: A53 "Estándar de especificaciones de Tubo, hierro, y, Black and Hot-Dipped, soldadura y de capa de zinc e inconsútil" (A53-96). (ii) ASTM Designación: A106 "Especificaciones estándar Standard para tubos de carbón-hierro inconsútil para servicios de alta temperatura” (A106-95). (iii) ASTM Designación: A 333/A 333M "Especificaciones Estándar para Inconsútil y tubos de hierro para servicios de baja temperatura "(A 333/A 333M-94). (iv) ASTM Designación: A 381 "Especificaciones estándar para tubos soldados de meta arco en hierro para uso con sistemas de transmisión de presión alta" (A 381-93). (v) ASTM Designación: A 671 "Especificaciones estándar para la fusión de soldadura eléctrica de tubos para temperaturas más bajas y atmosférica" (A 671-94).


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(vi) ASTM Designación: A 672 " Especificaciones estándar para la fusión de soldadura eléctrica de tubos para temperaturas más al tas a temperaturas moderadas " (A 672-94). (vii) ASTM Designación: A 691 "Especificaciones estándar para tubos de de carbón y aleación de hierro para servicios de alta presión y temperatura "(A 691-93). (6) Asociación Nacional de Protección contra incendio (NFPA): (i) ANSI/NFPA 30 “Código de líquidos combustibles e inflamables,'' (1996). (7) NACE International (NACE): (i) NACE Standard RP0169-96, “Control de corrosión externa enterrada o de sistemas de tubería metálica sumergida” (1996). (ii) [Reservada] [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as corregido por Correc. 195-5, 38 FR 2977, Ene. 31, 1973; Correc. 195-9, 41 FR 13590, Mar. 31, 1976; Correc. 195-14, 43 FR 18553, May 1, 1978; Correc. 195-21, 46 FR 10157, Feb. 2, 1981; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-32, 49 FR 36859, Sep. 20, 1984; Correc. 195-37, 51 FR 15333, Abr. 23. 1986; Correc. 195-40, 54 FR 5625, Feb. 6. 1989; Correc. 195-41, 54 FR 22781, Jul. 3, 1989; Correc. 195-43, 54 FR 32344, Ago. 7, 1989; Correc. 195-45, 56 FR 26922, Jun. 12, 1991; Correc. 195-48, 58 FR 14519, Mar. 18, 1993; Correc. 195-52, 59 FR 33388, Jun. 28, 1994; Correc. 195-56, 61 FR 26121, May, 24, 1996; Correc. 195-56A, 61 FR 36825, Jul. 15, 1996; Correc. 195-61, 63 FR 7721, Feb. 17, 1998; Correc. 195-62, 63 FR 36373, Jul. 6, 1998; Correc. 195-66, 64 FR 15926, Abril 2, 1999; Correc. 195-66A, 65 FR 4770, Feb. 1, 2000; Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.4 Compatibilidad necesaria para el transporte de líquidos peligrosos o de dióxido de carbono. Ninguna persona puede transportar cualquier líquido peligroso o dióxido de carbono a menos que este sea químicamente compatible con juntas tuberías, incluyendo todos los componentes y cualquier otro producto que puede entrar en contacto con la tubería.

[34 FR 15473, Oct. 4, 1969 corregido por Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-45, 56 FR 26922, Jun. 12, 1991] §195.5 Conversión a servicio sujeto a esta parte. (a) Una tubería de hierro utilizada en el servicio no sujeto a esta parte calificada para uso bajo esta parte si el operador opera y sigue un procedimiento por escrito para cumplir con lo siguiente: (1) Se debe revisar la historia del diseño, construcción y mantenimiento de la tubería, y donde no existen suficientes registros contables, se deben realizar pruebas apropiadas para determinar si la tubería se encuentra en condiciones seguras para su operación. Si una o más de las variables necesarias para verificar el diseño bajo presión §195.106 o realizar la prueba bajo el párrafo (a) (4) de esta sección que es desconocida, el diseño de la presión puede ser verificada y determinar la máxima presión operativa por - (i) Probando la tubería de acuerdo con ASME B31.8, Apéndice N, para producir un estrés igual al rendimiento; y (ii) Aplicando, a no más del 80 por ciento de la primera presión que produce del rendimiento, el diseño del factor F en §195.106 (a) y los factores apropiados en §195.106(e). (2) La tubería de vía correcta, de todos los segmentos y de los segmentos externos apropiadamente seleccionados deberán ser visualmente inspeccionados para identificar defectos físicos y de las condiciones operativas que razonablemente podría dañar la fortaleza o lo ajustado de la tubería. (3) Todos los defectos y condiciones inseguros deberán ser corregidos de acuerdo con esta parte. (4) La tubería deberá ser probada de acuerdo con la sección E de este texto para sustentar la máxima presión operativa permitida por §195.406. (b) Una tubería que califica para ser utilizada bajo esta sección no necesita cumplir con los requerimientos de control de corrosión de la sección H de este texto solo hasta 12 meses después de que entre en servicio, (c) Cada operador deberá mantener un registro de vida de la tubería sobre las investigaciones, pruebas, reparaciones, reemplazos y alteraciones


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realizadas bajo los requerimientos del párrafo (a) de esta sección. [Correc. 195-13, 43 FR 6786, Feb. 16, 1979 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-52, 59 FR 33388, Jun. 28, 1994; Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.6 Áreas inusualmente sensitivas (USAs). Como es utilizado en este texto, un USA significa agua potable o un área de recurso ecológico que es inusualmente sensitivo a los daños ambientales de un escape en tuberías de líquidos peligrosos (a) Un recurso de agua potable USA es; (1) La entrada de agua de Sistema Comunitaria de Agua (CWS) o un sistema no comunitario no transitorio de agua (NTNCWS) que obtiene primariamente su provisión de agua de una fuente y que no tiene una adecuada fuente alternativa de agua potable; (2) El área de protección de fuente de agua (SWPA) para CWS o un NTNCWS que obtiene su provisión de agua de clase I o clase IIA y que no tiene una adecuada fuente de alternativa de agua potable donde un estado no ha identificado aún el SWPA, el área de protección de cabezal de pozo (WHPA) será utilizado hasta que el estado haya identificado el SWPA; o (3) La única fuente del área de recarga de capa acuífera donde la única fuente de capa acuífera es un karst acuífera por naturaleza (b) Un recurso ecológico USA es: (1) Un área que contiene especies o una comunidad ecológica en peligro; (2) Un área donde existen muchas especies; (3) Un área de concentración migratoria para aves ; (4) Un área que contiene especies amenazadas, en peligro, o en vía de extinción, escasez de especies mamíferas marinas, o escasez de comunidad ecológica donde las especies o comunidad es acuática, dependiente del agua o terrestre con un rango limitado; (5) ) Un área que contiene especies amenazadas, en peligro, o en vía de extinción, escasez de especies mamíferas marinas, o escasez de comunidad se considera como una de las más viables, de mejor calidad, o en la mejor condición, como esta identificada por un elemento de ocurrencia calificada entre (EORANK) de A (excelente calidad ) o B (buena calidad). (c) Como es utilizado en este texto --

Fuente Alternativa de Agua Potable Adecuada es una fuente de agua que existe actualmente y que puede ser utilizada inmediatamente con un mínimo esfuerzo y costo, que involucra ninguna caída en la calidad del agua y que cumplirá con los requerimientos de consumo, higiene y de extinción de la población existente de los clientes impactados por lo menos un mes de la fuente del agua y por los menos unos seis meses de una fuente subterránea. Especies Acuáticas o Dependientes de Agua son especies o una comunidad que primariamente ocurren en un hábitat acuático, marino o humedales como también especies que pueden utilizar hábitat terrestre durante toda o solo una parte de su ciclo de vida, pero que se encuentran asociados con o son dependientes del hábitat acuático, marino o de humedal por un componente o porción de su vida histórica (es decir, reproducción, crianza y desarrollo, alimentación, etc). Clase I Capa Acuífera es una capa acuífera que es superficial, permeable, y que es altamente vulnerable a la contaminación. Clase I Capa Acuífera incluye: (1) Capa Acuífera no consolidada (Clase Ia) que consiste de superficial, no consolidado y permeable aluvial, terraplén, playa, duna y otros depósitos similares. Esta capa acuífera generalmente contiene capas de arena y gravilla que comúnmente están intercruzadas en algún grado con cieno y arcilla. No todas las capas acuíferas de Clase IA son unidades importantes de agua pero que probablemente son permeables y vulnerables. La única protección natural de estos acuíferos es el grosor de la zona no saturada y de la presencia del material fino granulado; (2) Lecho de roca soluble y fracturado acuífero (Clase Ib). Litologías en esta clase incluyen caliza, dolomita, y, localmente, Unidades evaporiticas que contienen características documentadas de karst o canales de solución, sin tener en cuneta el tamaño. Generalmente estos acuíferos tienen un amplio rango de permeabilidad. También incluidas en esta clase están, rocas sedimentarias, estrata y metamorfica e ingeniosa (intrusivo y extrusivo) que se encuentran significativamente rotas, fracturadas o unidas. En todos los casos movimientos de agua subterránea es ampliamente controlada por aberturas secundarias. La rentabilidad de posos es amplia,


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pero la característica importante son los movimientos rápidos verticales y laterales de agua por caminos preferidos, que resultan en un alto grado de vulnerabilidad; (3) Acuíferos semiconsolidados (Clase Ic) que generalmente contienen arena y gravilla de calidad pobre a moderada que esta mezclada con cieno y arcilla. Este grupo es intermedio entre miembros finales consolidados y no consolidados. Estos sistemas son comunes en las rocas de la edad Terciaria que están expuestas a través de los estados del Golfo y Costa Atlántica. Las condiciones semiconsolidadas también resultan de la presencia de arcilla y caliza intercalada dentro de unidades primariamente no consolidadas hasta las unidades pobremente consolidadas, como ocurre en las partes altas de las planicies acuíferas; o (4) Acuíferas cubiertas (Clase Id) que son cualquier aquíferas clase I esparcidas por menos de 50 píes de baja permeabilidad, material no consolidado, como declive glacial, lacustre, y depósitos loes. Acuíferas Clase IIa es una capa de roca acuífera de mayor rendimiento que esta consolidado y es de moderada vulnerabilidad a la contaminación. Estos acuíferos generalmente consisten de una arsenisca permeable o un conglomerado que contienen menores cantidades de mezcla de clásticos de grano fino (arcilla esquistosa, limolita, cieno endurecido) y ocasionalmente unidades de carbonato. En general, el rendimiento de posos deberán exceder los 50 galones por minuto para poder ser incluidos en esta clase. Agrietamiento local puede contribuir a la porosidad primaria dominante y a la permeabilidad de estos sistemas. Sistema Comunitaria de Agua (CWS) es un sistema de agua pública que sirve por lo menos a 15 conexiones de servicio utilizado todo el año por residentes del área o que regularmente sirve por lo menos durante 25 años. Especies o comunidades ecológicas en peligro (hábitat) es un animal o planta o especie o comunidad ecológica de extremada rareza, basada en la calificación del Estatus de Conservación Global de la Conservación de la Naturaleza. Generalmente existen 5 ocurrencias o menos, o muy pocos individuos (menos de 1,000) o acres (menos de 2,000). Estas especies y comunidades ecológicas son extremadamente vulnerables a la extinción debido a algunos factores naturales o del hombre.

Escasez de especies mamíferas marinas son especies que se han identificado y que están protegidas bajo el acta de protección de mamíferos marinos No. 1972, corregido por (MMPA) (16 U.S.C. 1361 et seq.). El término “escasez” se refiere a especies mamiferas marinas que se encuentran en listas como amenazadas o en peligro, oque se encuentran por debajo del nivel de sostenibilidad optima de población (16 U.S.C.1362). El término “mamífero marino” es “cualquier mamífero que se encuentra morfológicamente apto para vivir en el ambiente marino (incluyendo comadrejas y miembros de la orden de sirenas, Pinnipedia, y Cetaceos), o que primariamente habitan el ambiente marino (como son los osos polares)” (16 U.S.C. 1362). La orden de sirenas incluyen manaties, los Pinnipedia incluyen las focas, leones de mar, y morsas, y los cetáceos incluyen delfines, marsopas y ballenas. La comunidad ecológica es un ensamble interactivo de plantas y animales que recurren bajo condiciones similares a los paisajes. Rango de Elementos de Ocurrencia (EORANK) es la condición o viabilidad de especies o de ocurrencia de comunidad ecológica, basada en el tamaño, condición y contexto de paisaje de la población. EORANKs son asignadas por los Programas de Herencia Natural. Un EORANK A significa una excelente calidad y un EORANK B es de buena calidad. Especies o comunidades ecológicas en peligro (hábitat) es una especie o comunidad ecológica, basada en la calificación del Estatus de Conservación Global de la Conservación de la Naturaleza. Generalmente existen de 6 a 20 ocurrencias o de pocos individuos (1,000 a 3,000) o acres (de 2,000 a 10,000). Estas especies y comunidades ecológicas son vulnerables a la extinción debido a algunos factores naturales o del hombre. Karst acuífera es un acuífero que esta compuesto de caliza o dolomito donde la porosidad se deriva de la conexión de solución de cavidades. Los Karst acuíferos usualmente son cavernosos con altos valores de flujo. Área de concentración migratoria para aves es un sitio designado Ramser o un Hemisferio Occidental de Reserva de Aves. Ensamblaje de Área Multiespecie es un área donde se concentran diferentes clases de


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especies o comunidades ecológicas, escasez de mamíferos marinos, o concentraciones migratorias de aves en peligro, amenazadas o en peligro de extinción. Sistema no comunitario no transitorio de agua (NTNCWS) es un sistema de agua pública que sirve regularmente 25 mismas personas por un semestre. Los ejemplos de este sistema incluyen los colegios, fábricas y hospitales que tienen su propia fuente de agua. Sistemas de Agua Pública (PWS) es un sistemas que suministra agua pública para el consumo human que es transportado a través de tubos u otros transportes mecánicos, si este sistema tiene por lo menos 15 conexiones de servicio o que sirva diariamente a por lo menos 25 individuos al menos 60 días del año. Estos sistemas incluyen las fuentes del suministro de agua –es decir, superficie o tierra. PWS puede ser comunidad, no comunidad no transitorio o sistemas transitorios no comunitarios. Sitio Ramsar es un sitio que ha sido designado bajo La Convención sobre Humedales de Especial Importancia Internacional. Los sitios Ramsar son áreas de humedales críticos que soportan aves migratorias. Estas incluyen áreas de humedales que regularmente soportan 20,000 aves migratorias; áreas de humedales que regularmente soportan sustancialmente un número de individuos de un grupo de aves migratorias, que indican los valores de los humedales que soportan regularmente 1% de los individuos en una población de una especie o subespecies de las aves migratorias. Única Fuente Acuífera (SSA) es un área Designado por la Agencia de Protección Ambiental de los EEUU bajo el Único Programa de Fuente Acuífera como el “único o principal” fuente de agua potable para un área. Estas designaciones se realizan si el suministro de agua acuífera es de 50% o más del agua potable para un área, y si este acuífero pudiese ser contaminada, esta se convertiría en un peligro público en cuanto a salud. Una única fuente acuífera es un karst en naturaleza la cual esta compuesta de caliza donde la porosidad se deriva de la solución de cavidades conectadas. Regularmente son cavernosas, con altos rangos de flujo. Área de Protección de Fuente de Agua (SWPA)es el área delimitado por el estado para un sistema de suministro de agua pública (PWS) o incluye numerosos PWSs, donde la fuente es

agua de tierra o de superficie o ambas, como parte del programa de evaluación de fuentes de agua estatal (SWAP) aprobado por EPA bajo sección 1453 del acta de Agua Potable Segura. Especies son especies, subespecies, poblaciones, o distintas poblaciones vertebrales. Comunidad Ecológica Terrestre con un rango limitado es una comunidad no acuática o no acuática dependiente que cubre menos de cinco (5) acres. Especies Terrestres con un rango limitado es un animal o especie de planta no acuática o no dependiente que tiene un rango no mayor a cinco (5) acres. Especies Amenazadas o en Peligro (T&E) es un animal o planta que ha sido listada y protegida bajo el Acta de las Especies en Peligro de 1973, corregido por (ESA73) (16 U.S.C. 1531 et seq.). “Especies en peligro” son definidos como especies en peligro de extinción a través de toda o una porción significativa de su rango” (16 U.S.C. 1532). “Especies en Peligro” se define como “cualquier especie que posiblemente se puede convertir en una especie en peligro de extinción dentro del futuro previsible a través de toda o una porción significativa de su rango” (16 U.S.C. 1532). Sistema de Agua Transitorio No Comunitario (TNCWS) es un sistema de agua pública que regularmente no sirve para por lo menos 25 de las mismas personas durante por lo menos un semestre. Este tipo de sistema la sirve a una población transitoria que se encuentra en descansos, campamentos, restaurantes y parques que tienen su propio recurso de agua. Área de Protección de Cabezote de Poso (WHPA) es el área de superficie que rodea el poso o el campo de poso que suministra un sistema de agua pública a través de la cual es posible que pasen contaminantes que podrían eventualmente alcanzar el agua del poso o del campo. Red de Hemisferio Occidental de Reserva de Aves (WHSRN) es un área que contiene concentraciones de aves migratorias y que ha sido designado como una reserva hemisférica, internacional, regional o de especies en peligro. Las reservas hemisféricas son anfitriones anualmente de por lo menos 500,000 aves o el 30% de la población de especies de aves. Las reservas internacionales son anfitriones anuales de 100,000 aves o el 15% de la población de especies de aves. Las reservas son anfitriones


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anuales de 20,000 aves o el 5% de la población de especies de aves. Las reservas de especies en peligro son críticas para la superviviencia de estas especies y no se requiere un número mínimo de aves. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 Corregido por Correc. 195-1, 35 FR 5332, Mar. 31, 1970; Retirado con Correc. 195-5, 38 FR 2977, Ene. 31, 1973; reemplazado con Correc. 195-71, 65 FR 80530, Dic. 21, 2000] §195.8 Transporte de líquidos peligrosos o bióxido de carbono en oleoductos con tubos diferente a hierro. Ninguna persona puede transportar líquidos peligrosos o dióxido de carbono a través de tubería construida, después del 1 de octubre de 1970, para líquidos peligrosos o después del 12 de julio de 1991 para dióxido de carbono en otro material diferente al hie rro a menos que la persona haya notificado por escrito a la Administración 90 días antes que se comience el transporte. El escrito deberá notificar si el dióxido de carbono o un líquido peligroso será transportado y debe especificar su nombre químico, nombre común, sus propiedades, características del líquido peligroso o dióxido de carbono a ser transportado y también el material con que se construyó la tubería. Si el administrador determina que el transporte del líquido peligroso o el dióxido de carbono se realizan de forma peligrosa, el dentro de 90 días de haber recibido la propuesta, notificara por escrito a la persona que suministró la notificación, que no podrá transportar el líquido peligroso o el dióxido de carbono hasta nuevo aviso. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 corregido por Correc. 195-1, 35 FR 5332, Mar. 31, 1970; Correc. 195-2, 35 FR 17183, Nov. 7, 1970; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-45, 56 FR 26922, Jun. 12, 1991, Correc. 195-50, 59 FR 17275, Abr. 12, 1994] §195.9 Oleoductos de plataforma continental. Los operadores de transporte de tubería de oleoductos de plataforma continental deberán identificar sobre sus propias tuberías los puntos específicos en los cuales su responsabilidad se transfiere al operador de producción. Para aquellas instancias en donde los puntos de transferencia no son identificables por una marca

duradera, entonces cada operador tendrá hasta el 15 de septiembre de 1998 para identificar los puntos de transferencia. Si no es práctico el marcar durablemente el punto de transferencia y este se encuentra ubicado sobre el agua, el operador deberá detallar el punto de transferencia en un esquema que permanecerá cerca de este. Si el punto de transferencia se encuentra debajo del agua, el operador deberá identif icar este y detallarlo en un esquema el cual permanecerá en la instalación más cercana al upstream y suministrada a RSPA a solicitud. En aquellos casos en que los operadores no se pondrán de acuerdo con el punto de transferencia al 15 de septiembre de 1198, el Director Regional y el Supervisor Regional MMS realizaran la determinación conjunta del punto de transferencia. [Correc. 195-59, 62 FR 61692, Nov. 19, 1997] §195.10 Responsabilidad del operador del cumplimiento con este texto. Un operador puede realizar acuerdos con otra persona para el desempeño de cualquier acción requerida para este texto. Sin embargo, no se releva lo responsabilidad del cumplimiento de los requerimientos de este texto. Sección B – Reporte de accidentes y Condiciones relacionadas con la seguridad §195.50 Reportes de Accidentes. Se requiere un reporte de accidentes para cada falla en el sistema de tubería sujeta a este texto en el cual existe un escape del líquido peligroso o dióxido de carbono transportado que pueda resultar en cualquiera de los siguientes: (a) Explosión o fuego intencional por el operador. (b) Escape de 5 galones o más (19 litros) o más del líquido peligroso o del dióxido de carbono, excepto que no se requiere un reporte para escapes menores a 5 barriles (0.8 metros cúbicos) que resulten de una actividad de mantenimiento si el escape es: (1) Que de lo contrario sea reportable bajo esta sección; (2) No esta descrito en §195.52(a)(4); (3) Confinado a la propiedad de la compañía o los derechos de vía de la tubería ; y


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(4) Que se limpia prontamente; (c) Muerte de una persona; (d) Heridas personales que requieren hospitalización; (e) Daño estimado a la propiedad, incluyendo costos de limpieza y recuperación, valor de la pérdida del producto y daño a la propiedad del operador o de otros, o a ambos que excedan $50,000. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 corregido por Correc. 195-15, 44 FR 41197, Jul. 16, 1979; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981, Correc. 195-39, 53 FR 24942, Jul. 1, 1988; Correc. 195-45, 56 FR 26922, Jun. 12, 1991; Correc. 195-52, 59 FR 33388, Jun. 28, 1994; Correc. 195-63, 63 FR 37500, Jul. 13, 1998; Correc. 195-75, 67 FR 831, Ene. 8, 2002; Correc. 195-75a, 67 FR 6436, Feb. 12, 2002] §195.52 Notificación telefónica de ciertos accidentes (a) En el punto práctico después del descubrimiento del escape del líquido peligroso o dióxido de carbono transportado, que puede resultar en un evento descrito en 195.50, el operador del sistema notificara cualquier falla de acuerdo con el párrafo (b) de esta sección: (1) Causo la muerte o una herida que requiere hospitalización; (2) Resultó o en fuego o en explosión causado no intencionalmente por el operador; (3) Causa daños estimados en propiedad, incluyendo costo de limpieza y recuperación, valor del producto perdido y daños a la propiedad del operador u otros o ambos que excedan $50.000 (4) Que resulta en la contaminación de cualquier arroyo, río, lago, reserva o cuerpo de agua similar que viola los estándares aplicables a la calidad del agua, de coloración de la superficie del agua o de la costa adjunta, o depositó una mancha o emulsión por de bajo da la superficie del agua o sobre la costa; o (5) El juicio del operador fue significativo aunque no cumplió con el criterio de los párrafos de esta sección (b) Los reportes realizados bajo el párrafo (a) de esta sección son realizados por telefona al 800-424-8802 (en Washington, DC: 267-2675) y deberán incluir la siguiente información: (1) Nombre y dirección del operador, (2) Nombre y teléfono del que reporta (3) El lugar de la falla

(4) La hora de la falla (5) Las fatalidades y heridas, si existen (6) Cualquier hecho significativo conocido por el operador que sea relevante a la causa de la falla o a la extensión de los daños [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-5, 38 FR 2977, Ene. 31, 1973; Correc. 195-6, 38 FR 7121, ene. 31, 1973; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981, Correc. 195-23, 47 FR 32719, Jul. 29, 1982; Correc. 195-44, 54 FR 40878, Oct. 4, 1989; Correc. 195-45, 56 FR 26922, Jun. 12, 1991; Correc. 195-52, 59 FR 33388, Jun. 28, 1994] §195.54 Reportes de Accidente (a) Cada operador que observa un accidente el cual requiere ser reportado bajo el 195.50 deberá reportar, preparar y emitir un reporte del accidente en formulario 7000- 1 sobre el descubrimiento tan pronto como sea posible pero no después de 30 días (b) Cuando un operador reciba cambios en la información reportada o adiciones al reporte original del formulario 7000-1 este emitirá un reporte suplementario dentro de 30 días [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-34, 50 FR 34470, Ago. 26, 1985; Correc. 195-39, 53 FR 24942, Jul. 1, 1988] §195.55 Reportando condiciones relacionadas con la seguridad (a) Excepto como esta determinado en el párrafo (b) de esta sección, cada operador reportará la existencia de las siguientes condiciones relacionadas con la seguridad que involucren las condiciones de la tubería de acuerdo con el 195.56: (1) La corrosión general que haya reducido el grosor de la pared a una cantidad menos que la requerida para la presión operativa máxima y localizando la corrosión a un grado donde pueda resultar un escape. (2) Un movimiento no intencionado una sobrecarga a la tubería por causas ambientales, tales como terremoto, deslizamiento, o inundación el cual afecta su operabilidad. (3) Cualquier material defectuoso o daño físico que afecta la operabilidad de la tubería.


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(4) Cualquier funcionamiento defectuoso o error operativo que cause un incremento en la presión de la tubería sobre el 110% sobre la máxima presión operativa. (5) Un escape en la tubería que constituye una emergencia (6) Cualquier condición relacionada con seguridad que podría conllevar a un peligro inminente ( sea directa o indirectamente por una acción remedial del operador), para propósitos diferentes al abandono, a 20% o una reducción mayor a la presión operativa o apagar la presión de la tubería. (b) no se requiere un reporte para cualquiera de las condiciones relacionadas con seguridad que- (1) Que exista una tubería mayor a 200 metros de distancia de una construcción para ocupación humana o un lugar de ensamble externo, excepto que reportes son requeridos para condiciones de derecho de vía sobre carrileras, carretera pavimentada, calle o autopista, o que ocurra fuera o en las costas donde una perdida de liquido peligroso podría contaminar cualquier arroyo, rìo, lago, reserva, u otro cuerpo de agua; (2) Es un accidente que debe ser reportado bajo el 195.50 o que resulte en un accidente antes del plazo para presentar el reporte relacionado con las condiciones de seguridad; o (3) Se arregla o remplaza de acuerdo con los estándares aplicables de seguridad antes del plazo para presentar el reporte relacionado con las condiciones de seguridad, excepto que se requieren reportes para todas las condiciones bajo el párrafo (a) (1) de esta sección diferenta a la corrosión localizada en una capa efectiva y catódica que proteja la tubería [Correc. 195-39, 53 FR 24942, Jul. 1, 1988 as Corregido by Correc. 195-39C, 53 FR 36942, Sep. 22, 1988; Correc. 195-63, 63 FR 37500, Jul. 13, 1998] §195.56 Presentación de reportes relacionados con las condiciones de seguridad (a) Cada reporte relacionado con las condiciones de seguridad bajo el §195.55 (a) deberá ser presentado por escrito (recibido por el administrador) dentro de los 5 días hábiles (no incluye Sábados, Domingos o feriados), después del día en que un representante del operador considera que las condiciones existen, pero no después de 10 días hábiles después que el

representante del operador descubre la condición. Diferentes condiciones pueden ser detalladas en un solo reporte si son relacionadas. Para presentar un reporte por fax, marque (202) 366-7128. (b) El reporte deberá estar marcado como "Reporte Relacionado con las condiciones de Seguridad" y debe tener la siguiente información: (1) Nombre y dirección principal del operador. (2) Fecha de reporte. (3) Nombre, cargo, y teléfono de la oficina de la persona que presenta el reporte. (4) Nombre, cargo y teléfono de la oficina de la persona que determino que existían las condiciones. (5) Fecha del descubrimiento de la condición y fecha en que la condición se determino que existía. (6) Localización de la condición, haciendo referencia al estado (pueblo, ciudad o condado) o sitio mar adentro, y si es apropiado la calle mas cercana, plataforma mar adentro, número de estación, mojón, finca o el nombre de la estación. (7) Descripción de la condición, incluyendo las circunstancias que conllevaron al descubrimiento, cualquier efecto significativo de la condición de seguridad, y el nombre del transportador o depósito. (8) La acción correctiva tomada (incluyendo la reducción de la presión o el apagado) antes de la presentación del reporte y del seguimiento planeado o la futura acción correctiva, incluyendo el cronograma anticipado para comenzar y concluir esta acción. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Amdt 195-34, 50 FR 34470, Ago. 26, 1985; Correc. 195-39, 53 FR 24942, Jul. 1, 1988; Correc. 195-39C, 53 FR 36942, Sep. 22, 1988; Correc. 195-42, 54 FR 32342, Ago. 7, 1989; Correc. 195-44, 54 FR 40878, Oct. 4, 1989; Correc. 195-50, 59 FR 17275, Abr. 12, 1994; Correc. 195-61, 63 FR 7721, Feb. 17, 1998] §195.57 Presentación de reportes de condición de oleoductos fuera de la costa


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(a) Cada operador, dentro de los siguientes 60 días después de la inspección de todas las tuberías bajo agua sujetas a §195.413(a), reportará la siguiente información: (1) Nombre y dirección principal del operador. (2) Fecha del reporte. (3) Nombre, cargo, y teléfono de la oficina de la persona que presenta el reporte. (4) Número total de millas (kilómetros) de la tubería inspeccionada. (5) Longitud y fecha del segmento de la tubería expuesta y la ubicación; incluyendo, si esta disponible, la ubicación de acuerdo al Servicio Administrativo de Minerales o el área mar adentro y el trazo del número de bloque. (6) Longitud y fecha de instalación de cada segmento de tubería, si es diferente al segmento de tubería identificado bajo el párrafo (a)(5) de esta sección, la cual es peligrosa de navegar y la ubicación; incluyendo, si esta disponible, la ubicación de acuerdo al Servicio Administrativo de Minerales o el área de mar adentro y el número del bloque. (b) El reporte será enviado al Oficial de información, Research and Special Programs Administration, Department of Transportation, 400 Seventh Street, SW., Washington, DC 20590. [Correc. 195-47, 56 FR 63764, Dic. 5, 1991 as Corregido by Correc. 195-63, 63 FR 37500, Jul. 13, 1998] §195.58 Destinatario para los reportes escritos. Cada reporte escrito requerido por esta sección deberá ser dirigido al Gerente de Recursos de la Información, Oficina de la Seguridad de Oleoductos, Research and Special Programs Administration, U.S. Department of Transportation, Room 2335, 400 Seventh Street SW., Washington, DC 20590. Sin embargo, el reporte de accidentes sujeto a la jurisdicción de una agencia del estado que busca una certificación bajo las regulaciones de la seguridad de tubería (49 U.S.C. 60101 et. seq.) la cual puede ser sometida a la agencia de estado duplicada si las regulaciones de esta agencia requieren la presentación de estos reportes y suministrar una copia para mayor investigación dentro de los siguientes 10 días de la presentación al Gerente de Recursos de la Información. Los reportes relacionados con las condiciones de seguridad requeridos por §195.55

para oleoductos interestatales los cuales deberán ser presentados a la agencia del estado, y si esta agencia actúa como un agente del secretario con relación a las tuberías estatales, de los reportes relacionados con las condiciones de seguridad para aquellas tuberías que deberán ser presentados actualmente a esa agencia. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-5, 38 FR 2977, Ene. 31, 1973; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981, Correc. 195-23, 47 FR 32719, Jul. 29, 1982; Correc. 195-34, 50 FR 34470, Ago. 26, 1985; Correc. 195-39, 53 FR 24942, Jul. 1, 1988; Correc. 195-50, 59 FR 17275, Abr. 12, 1994; Correc. 195-55, 61 FR 18512, Abr. 26, 1996] §195.59 Reporte de las condiciones de instalaciones subacuaticas . Para cada instalación de tubería mar adentro o cada tubería abandonada que cruza sobre, debajo o a través de aguas comercialmente navegables, el último operador de esta instalación deberá presentar el reporte sobre el abandono de las instalaciones. (a) El método preferido para presentar los datos sobre el abandono de las instalaciones después del 10 de octubre de 2000 deberá ser al Sistema Nacional de Mapeo de tuberías (NPMS) de acuerdo con el NPMS “Estándares para el Sometimiento de tuberías y gas natural líquido.” Para obtener una copia de los estándares del NPMS, por favor haga referencia al sitio de NPMS al www.npms.rspa.dot.gov o contacte al NPMS National Repository a 703-317-3073. Se prefiere un formato de data digital. Pero las copias de los documentos son aceptadas si cumplen con los estándares NPMS. Adicionalmente a los atributos requeridos por el NPMS, los operadores deberán someter la fecha de abandono, diámetro, método del abandono, y la certificación de operador, toda la información razonable que fue solicitada se haya presentado, y con el conocimiento del operador, que el abandono se haya cumplido de acuerdo a las leyes aplicables. Refiérase al los estándares NPMS para más detalles en la preparación de los datos. Los estándares NPMS también incluyen detalles de como presentar los datos. Alternativamente, los operadores podrán


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presentar los reportes por correo, fax o e-mail al Oficial de Información, Research and Special Programs Administration,, Department of Transportation, Room 7128, 400 Seventh Street, SW, Washington DC 20590; fax (202) 366-4566; e-mail, [email protected]. La información en el reporte deberá contener toda la información razonable disponible relacionada con las instalaciones, incluyendo la información almacenada por terceros. El reporte deberá contener la ubicación, tamaño, fuente, método de abandono de acuerdo a las leyes vigentes. (b) Los datos sobre las instalaciones de tuberías abandonadas antes del 10 de octubre de 2,000, deberán ser presentadas antes del 10 de abril de 2001. los operadores podrán presentar los reportes por correo, fax o e-mail al Oficial de Información, Research and Special Programs Administration, Department of Transportation, Room 7128, 400 Seventh Street, SW, Washington DC 20590; fax (202) 366-4566; e-mail, [email protected]. La información en el reporte deberá contener toda la información razonable relacionada con las instalaciones incluyendo la información en poder de terceros. El reporte deberá contener la ubicación, tamaño, fuente, método de abandono y una certificación que las instalaciones se abandonaron de acuerdo a las leyes vigentes. [Correc. 195-69, 65 FR 54440, Sept. 8, 2000] §195.60 Asistencia de operadores en la investigación. Si el Departamento de Transporte investiga un accidente, el operador involucrado deberá suministrar al representante del departamento, todos los registros e información que de cualquier forma se relaciona al accidente y que suministrará toda la asistencia en la investigación del accidente. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.62 Reporte de accidente de suministros DOT Formulario 7000-1. Cada operador mantendrá una provisón adecuada de formularios que son DOT 7000-1 para poder reportar oportunamente los accidentes. El Departamento deberá, a solicitud,

suministrar las copias de los formularios al Gerente de Recursos de Información a, Office of Pipeline Safety, Department of Transportation, Washington, DC 20590. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-5, 38 FR 2977, Ene. 31, 1973; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-23, 47 FR 32719, Jul. 29, 1982] §195.63 Número de control OMB asignado a la colección de información. El número de control asignado por la Oficina de Mantenimiento y Presupuesto a la recolección de la información de líquido peligroso en el cumplimiento con el texto del Acta de Reducción de Papel de Trabajo de 1980 is 2137-0047. [Correc. 195-34, 50 FR 34470, Ago. 26, 1985] Sección C – Requerimientos de Diseño §195.100 Alcance. Esta sección establece el diseño mínimo requerido para nuevos sistemas de tuberías construida con hierro y para la reubicación, reemplazo o de lo contrario para cambiar los sistemas existentes construidos con tubos de hierro. Sin embargo, este no aplica con el movimiento de la línea de tubos cubierto por §195.424. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.101 Calificando los componentes metálicos diferentes al tubo. A pesar que cualquier requerimiento de esta sección, la cual incorpora por referencia a una edición de los documentos listados en §195.3, un componente metálico diferente a un tubo fabricado de acuerdo con cualquier otra edición del documento clasifica para su uso si - (a) puede ser mostrado por inspección del componente en limpio el cual muestra que no existe defecto que podría disminuir la fortaleza o lo estrecho del componente; y (b) La edición del documento el cual fue el componente fabricado que es igual o más que el requerimiento para los siguientes como una


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edición de los documentos actual o previamente listado en §195.3: (1) Prueba de presión; (2) Materiales; y, (3) Calificaciones de presión y temperatura. [Correc. 195-28, 48 FR 30637, Jul. 5, 1983] §195.102 Diseño de Temperatura (a) Se deben seleccionar los materiales para los componentes del sistema del ambiente de temperatura que se utilizaran en la tubería para mantener su integridad estructural. (b) Componentes de tuberías de dióxido de carbono están sujetas a bajas temperaturas durante la operación normal debido a la reducción rápida de la presión o durante el llenado inicial que deberá ser por materiales que son confiables para aquellas temperaturas bajas. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-45, 56 FR 26922, Jun. 12, 1991] §195.104 Variaciones en presiones. Si, dentro de un sistema de tubería, dos o más componentes deberán ser conectados en un lugar donde uno operará bajo más presión que el otro, entonces el sistema deberá ser diseñado para que cualquier componente que opere a menor presión este no se sobre estrese. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.106 Diseño interno de presión. (a) Diseño interno de presión para un tubo en una tubería se determina de acuerdo con la siguiente formula: P = (2 St/D) x E x F P = Diseño interno de presión en p.s.i. (kPa) gage. S = Producir fuerza en libras por pulgada cuadrada (kPa) determinado de acuerdo con el párrafo (b) de esta sección. t = Grosor de pared nominal en pulgadas

(milimetros). Si esta medida es desconocida, se determina de acuerdo con el párrafo (c) de esta sección. D = Diámetro exterior del tubo en pulgadas (milimetros). E = Factor de cordón determinado de acuerdo al párrafo (e) de esta sección. F = Un factor de diseño de 0.72, excepto que un factor de diseño de 0,60 se utiliza para tubos incluyendo tubos verticales, en una plataforma localizada mar adentro o en una plataforma en aguas navegables, y 0,54 se utiliza para tubos que están sujetos a la expansión del frío para cumplir con la mínima especificación de producción de fuerza y que por consiguiente se calienta, en vez de ser soldada o en relevo de estrés como parte de la soldadura a una temperatura mayor a 900?F (482?C) por cualquier periodo de tiempo o sobre 600?F (316?C) por más de una hora. (b) La producción de fortaleza para ser utilizada en determinar el diseño interno de presión bajo párrafo (a) de esta sección es la mínima fuerza especifica. Si la mínima fuerza especifica es desconocida, entonces la fortaleza a ser utilizada para diseñar la formula es una de las siguientes: (1)(i) La producción de fuerza determinada al realizar todas las pruebas de tensión de las Especificaciones API 5L de forma aleatoria con las siguientes cantidades de pruebas: Tamaño del tubo Número de Pruebas Menos de 6 5/8 en (168 mm) diámetro externo nominal

Una prueba por cada 200 medidas

6 5/8 a través de 12 3/4 en (168 a través de 323 mm) diámetro externo nominal

Una prueba para cada 100 medidas

Mayor a 12 3/4 en (324 mm) diámetro externo nominal

Una prueba cada 50 medidas

(ii) Si el índice promedio de tensión excede 0.85, la fortaleza será asumida en 24,000 p.s.i. (165,474 kPa). Si el índice del promedio de tensión es de 0.85 o menos, la fortaleza del tubo es asumido como el menor así: (A) Ochenta por ciento de la fortaleza promedia determinada por pruebas de tensión. (B) La fortaleza menor determinada por pruebas de tensión (2) Si no se prueba la tensión del tubo como esta escrita en el párrafo (b) de esta sección, la


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fortaleza se asumirá como 24000 p.s.i. (165,474 kPa). (c) Si el grosor nominal de la pared a ser utilizada para determinar el diseño interno de presión bajo el párrafo (a) de esta sección el cual es desconocido, se determina al medir el grosor de cada parte del tubo en cuartas. Sin embargo, si el tubo es uniforme en grado, tamaño, y grosor, solo 10 longitudes individuales o 5% de todas las longitudes, la que sea mayor, necesitan ser medidas. El grosor de las longitudes que no son medidas deberán ser verificadas aplicando un indicador de presión al grosor mínimo encontrado por la medida. El grosor nominal de la pared que se utilizará es el grosor siguiente encontrado en especificaciones comerciales que están por debajo del promedio de las medidas tomadas. Sin embargo, el grosor nominal de la pared no podrá ser mas de 1.14 veces de la medida mas pequeña del tubo que es menos de 508mm nominales fuera del diámetro, ni mas de 1.11 veces de la medida mas pequeña tomada al tubo que es de 508mm o mas en el diámetro externo nominal. (d) El grosor mínimo de la pared del tubo no podrá ser menor al 87.5% del valor utilizado para el grosor nominal de la pared al determinar el diseño interno de presión en el párrafo (a) de esta sección. Adicionalmente, las cargas yn presiones externas anticipadas que son concurrentes con la presión interna deberán ser consideradas de acuerdo con §§195.108 y 195.110 y después de determinar el diseño de presión interna, el grosor de pared nominal deberá ser incrementado para compensar la necesidad para aquellas cargas y presiones concurrentes. (e) E l factor de l cordon utilizado en el párrafo (a) de esta sección se determina de acuerdo a la siguiente tabla: VER CUADRO PAG 24 El factor de cordón para el tubo que no esta cubierto por este párrafo será aprobada por el Administrador. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-2, 35 FR 17183, Nov. 7, 1970; Correc. 195-11, 41 FR 34035, Ago. 12, 1976; Correc. 195-21, 46 FR 10157, Feb. 2, 1981; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-30, 49 FR 7567, Mar. 1, 1984;

Correc. 195-37, 51 FR 15333, Abr. 23, 1986; Correc. 195-40, 54 FR 5625, Feb. 6, 1989; Correc. 195-48, 58 FR 14519, Mar. 18, 1993; Correc. 195-50, 59 FR 17275, Abr. 12, 1994; Correc. 195-52, 59 FR 33388, Jun. 28, 1994; Correc. 195-63, 63 FR 37500, Jul. 13, 1998] §195.108 Presión Externa. Cualquier presión externa que será resaltado en la tubería por un diseño del sistema de tubería. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.110 Cargas externas. (a) Las cargas externas anticipadas, por ejemplo, terremotos, vibración, expansión y contracción térmica deberán ser tenidas en cuenta para el diseño de un sistema de tubería. Para suministrar la expansión y flexibilidad se debe tener en cuenta la sección 419 del ASME/ANSI B31.4. (b) El tubo y otros componentes deberán ser soportados de tal forma que este no causa exceso de estrés. Para el diseño de tubos adjuntos, el estrés agregado deberá ser calculado y compensado. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-9, 41 FR 13590, Mar. 31, 1976; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-48, 58 FR 14519, Mar. 18, 1993] §195.111 Propagación de Fracturas. Se debe diseñar un sistema de tubería de dióxido de carbono para mitigar los efectos de la propagación de la fractura. [Correc. 195-45, 56 FR 26922, Jun. 12, 1991] §195.112 Tubo Nuevo. Cualquier tubo instalado en el sistema de tubería deberá cumplir con lo siguiente: (a) El tubo deberá ser construido de hierro carbón de baja aleación y alta fortaleza, o del tipo de aleación que sea capaz de soportar presiones internas y cargas externas anticipadas al sistema de tubería. (b) El tubo deberá ser construido de acuerdo a las especificaciones escritas del tubo que establece los requerimientos químicos para el


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tubo de hierro y las pruebas mecánicas para que el tubo cumpla con su uso. (c) Cada longitud de tubo con un diámetro nominal externo de 41/2 in (114.3mm) o más deberá ser marcado en el tubo o en la capa del tubo con las especificaciones con la cual se construyo, la fortaleza o grado mínima requerida, y el tamaño del tubo. La marca deberá ser aplicada de tal forma que no dañe el tubo ni que afecte la capa del tubo y que permanezca visible hasta que este se instale. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-52, 59 FR 33388, Jun. 28, 1994; Correc. 195-63, 63 FR 37500, Jul. 13, 1998] §195.114 Tubo utilizado. Cualquier tubo usado instalado en el sistema de tubería deberá cumplir con §195.112(a) y (b) y el siguiente: (a) El tubo deberá ser de una especificación conocida y el factor de costura deberá ser determinada de acuerdo a §195.106 (e). Si la fuerza mínima especificada o el grosor de la pared es desconocida, esta se determina de acuerdo con §195.106(b) o (c) si es apropiado. (b) No pueden haber: (1) Abrazaderas; (2) Fisuras, golpes, ranuras, daños o defectos en la superficie que excedan la máxima profundidad permitido por las especificaciones para lo cual se fabrico el tubo; o (3) Las áreas corroidas donde el grosor de la pared es menos que el grosor mínimo requerido por las tolerancias en las especificaciones para lo cual se fabrico el tubo. Sin embargo, los tubos que no cumplen con los requerimientos del párrafo (b)(3) de esta sección solo se podrán utilizar si la presión operativa es reducida a la medida con el grosor remanente de la pared. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-2, 35 FR 17183, Nov. 7, 1970; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.116 Válvulas. Cada válvula instalada in el sistema de tubería deberá cumplir con lo siguiente: (a) La válvula deberá ser de un diseño seguro de ingeniería.

(b) Los materiales sujetos a la presión interna del sistema de tubería, incluyendo los puntos soldados y embutido, deberán ser compatibles con el tubo o las conexiones con las cuales se adjuntaran estas válvulas. (c) Cada parte de la válvula que tendrá contacto con el líquido peligroso o con el dióxido de carbono, deberán ser construidos con materiales que son compatibles con el dióxido de carbono o del líquido peligroso que anticipadamente fluirá a través del sistema de la tubería. (d) Cada válvula deberá ser probada por la hidrostática central y de prueba sin escapes de acuerdo a lo establecido por la Sección 5 del Estándar API 6D. (e) Cada válvula diferente al check deberá ser equipada con un medio que claramente indica la posición de la válvula (abierta, Cerrada, etc.). (f) Cada válvula deberá ser marcada en el cuerpo o en la placa, con por lo menos lo siguiente: (1) Nombre del fabricante o marca registrada. (2) Designación de la clase o la máxima presión de trabajo a la cual la válvula pueda estar sujeta. (3) Designación de material de cuerpo (la conexión material final, si se utiliza más de una clase). (4) tamaño de válvula nominal. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-2, 35 FR 17183, Nov. 7, 1970; Correc. 195-9, 41 FR 13590, Mar. 31, 1976; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-45, 56 FR 26922, Jun. 12, 1991] 195.118 Accesorios. (a) Accesorios de clase de soldadura al tope deberán cumplir con los requerimientos de marcación, preparación final, y de fortaleza de ASME/ANSI B16.9 o Estándar Práctico MSS SP-75. (b) No podrán haber Fisuras, golpes, ranuras, daños o defectos en los accesorios que podrían reducir la fortaleza de estos. (c) El accesorio deberá ser útil para el servicio que fue creado y por lo menos tan fuerte como el tubo y otros accesorios del sistema de tubería al que estará conectado. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-9, 41 FR 13590, Mar. 31, 1976; Correc. 195-21, 46 FR 10157, Feb. 2, 1981;


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Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; 47 FR 32721, Jul. 29, 1982, Correc. 195-48, 58 FR 14519, Mar. 18, 1993] §195.120 Pasaje de dispositivos de inspección interna (a) Excepto como aparece en los párrafos (b) y (c) de esta sección, cada nueva tubería y cada sección de línea de la tubería donde se reemplaza la línea de tubo, válvula, accesorio u otro componente; deberá ser diseñado y construido para acomodarse al pasaje de la inspección de dispositivos internos. (b) Esta sección no aplica a: (1) Tubo distribuidor (2) Estación de tubería, tales como, estaciones de bombeo, estaciones métricas, o estaciones de reducción de presión (3) Tubería asociada con tanques de granjas y otras instalaciones de almacenaje; (4) Cross-overs; (5) Tamaños de tubos para los cuales no existe comercialmente un dispositivo instrumental de inspección interna; (6) Oleoductos mar adentro, diferentes a líneas principales de 254mm o mayores al diámetro nominal, que transporta líquidos a las instalaciones mar adentro; y, (7) Otra tubería que el administrador bajo el §190.9 de este capitulo encuentra un caso en particular que no sería practico diseñar y construir un pasaje para acomodar un dispositivo instrumental de inspección interna. (c) Un operador que se encuentra con emergencias, problemas en tiempos de construcción no necesitan construir segmentos nuevos o de reemplazo de la tubería para cumplir con el párrafo (a) de esta sección, si el operador determina y documenta porque la inpractibilidad prohíbe el cumplimiento con el párrafo (a) de esta sección. En los siguientes 30 días de haber descubierto la emergencia o problema de construcción, el operador deberá solicitar, bajo el capitulo §190.9, para la aprobación de que no sería práctico la aprobación del diseño y construcción para acomodar el espacio del dispositivo instrumental de inspección interno. Si la petición es rechazada, dentro de 1 año después de la notificación de rechazo, el operador deberá modificar ese segmento para permitir el espacio para el dispositivo instrumental de inspección interna.

[34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-50, 59 FR 17275, Abr. 12, 1994; Correc. 195-63, 63 FR 37500, Jul. 13, 1998] §195.122 Conexiones de ramas fabricadas. Cada sistema de tubería deberá ser diseñado para que cuando se agregue una conexión esta no reducirá la fortaleza del sistema de tubería. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.124 Cierres. Cada cierre que se instalará en el sistema de tubería deberá cumplir con el ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Sección VIII, Pressure Vessels, División 1, y deberá tener valores de presión y temperatura por lo menos igual al tose del tubo al cual esta conectado el cierre. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-9, 41 FR 13590, Mar. 31, 1976; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.126 Pletina. Cada componente de la pletina deberá ser compatible con cada componente y la conexión como unidad deberá ser adaptable al servicio en el cual se utiliza. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.128 Estación de tubos. Cualquier tubo a ser instalado en una estación que esta sujeta a la presión del sistema deberán cumplir con los requerimientos aplicables a este texto. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.130 Ensambles fabricados. Cada ensamble fabricado a ser instalado en el sistema de tubería deberá cumplir con los requerimientos aplicables de este texto [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by


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Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.132 Diseño y construcción de rotura de tubos sobre tierra (a) Cada tanque sobre tierra deberá estar diseñado y construido para soportar la presión interna producida por el líquido peligroso en el almacenamiento y para cualquier carga externa anticipada. (b) Para los primeros tanques puestos en servicio después del 2 de octubre de 2000, en cumplimiento con el párrafo (a) de esta sección la cual requiere uno de los siguientes: (1) Fabricadas a la medida, verticales, cilíndricas, tapas, tanques de hierro con capacidades nominales de 90 a 750 barriles (14.3 a 119.2 m3) y con presiones de espacios de vapores internos que atmosféricamente deberán estar diseñadas y construidas de acuerdo a las especificaciones API 12F. (2) Soldadura, baja presión (es decir, presiones de espacios de vapores internos no mayores a 15 psig (103.4 kPa)), tanques de hierro que tienen formas de paredes que pueden ser generadas por un eje vertical de revolución que deberá ser diseñada y construida de acuerdo al Estándar API 620. (3) Los tanque de hierro vertical, cilíndrico con presiones internas en la parte superior del tanque aproximándose a las presiones atmosféricas (es decir, presiones de espacios de vapor interno no mayor a 2.5 psig (17.2 kPa), o no mayor a la presión desarrollado por el peso del techo del tanque) que deberá ser diseñado y construido de acuerdo al estándar API 650. (4) Tanques de hierro de alta presión (es decir, espacios de gases o espacios de vapores internos mayores a 15 psig (103.4 kPa)) con una capacidad nominal de 2000 galones (7571 litros) o mas del gas petrolizado líquido (LPG) que deberá ser diseñado y construido de acuerdo al estándar API 2510. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-66, 64 FR 15926, April 2, 1999] §195.134 Detección Goteo CPM. Esta sección se aplica a cada uno de los líquidos peligrosos transportadas en una sola fase (sin gas en el líquido). En estos sistemas, cada nuevo

sistema de monitoreo computacional de tuberías (CPM) sistema de detección de escapes y cada componente reemplazado de un sistema CPM existente que cumpla con la sección 4.2 del API 1130 en su diseño y con cualquier otro criterio de diseño especificado en el API 1130 para componentes del sistema de detección de goteo CPM. [Correc. 195-62, 63 FR 36373, Jul. 6, 1998] Sección D – Construcción §195.200 Alcance. Esta sección describe los requerimientos mínimos para la construcción de nuevas tuberías con tubos de hierro, y para la reubicación, reemplazo o de lo contrario cambio de sistemas de tubería existentes, Sin embargo, esta sección no aplica con los movimientos de la tubería cubierta por §195.424. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.202 Cumplimiento de especificaciones o estándares. Cada sistema de tubería deberá ser construido de acuerdo con las especificaciones o estándares escritos comprensivos que son consistentes con los requerimientos de esta sección. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.204 Inspección – general. La inspección deberá ser suministrada para garantizar la instalación del tubo o sistemas de tubería de acuerdo con los requerimientos de esta subparte. Ninguna persona puede ser contratada para inspeccionar a menos que sea entrenada y calificada para inspeccionar la construcción. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-52, 59 FR 33388, Jun. 28, 1994] §195.205 Reparación, alteración y reconstrucción de rotura de tubos en servicio


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sobre tierra. (a) Tanques con roturas que hayan sido reparadas, alteradas o reconstruidos y devueltos al servicio deberán estar en capacidad de soportar la presión interna producida por el líquido peligroso almacenado ahí y cualquier carga externa anticipada. (b) Después del 2 de octubre de 2,000 el cumplimiento con el párrafo (a) de esta sección la cual requiere los siguiente para los tanques específicos: (1) Para tanques diseñados para presión atmosférico construido de carbón y baja aleación de hierro, soldada o remachada, y no refrigerados y tanques construidos con el estándar API 650 o su predecesor Estándar 12C, las reparaciones, alteraciones y reconstrucciones que deberán estar de acuerdo al estándar API 653. (2) Para tanques construidos con Especificaciones API 12F o el Estándar API API 620, la reparación, alteración y reconstrucción deberá ser realizada de acuerdo con el diseño, soldadura, examiniación y los requerimientos de material para esos estándares. (3) Para tanques de alta presión construidos con el estándar API 2510, las reparaciones, alteraciones, y la reconstrucción deberá ser de acuerdo al API 510. [Correc. 195-66, 64 FR 15926, April 2, 1999] §195.206 Material de inspección. Ningún tubo o componente puede ser instalado en un sistema de tubería a menos que haya sido inspeccionado visualmente en el sitio de instalación para garantizar que no se encuentra dañado de tal forma que no podría afectar su fortaleza o reducir su servicio. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.208 Soldadura de soportes y agarraderas. Los soportes ni las agarraderas podrán ser soldadas directamente al tubo que operará a una presión mayor a 100 p.s.i. (689 kPa) gage. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-63, 63 FR 37500, Jul. 13, 1998]

§195.210 Ubicación de tubería. (a) Se deberá seleccionar la tubería con derecho de vía para evitar, como sea posible, las áreas que contienen viviendas privadas, edificios industriales, y lugares de ensamble público. (b) No puede haber una tubería localizada dentro de 50 píes (15 metros) de vivienda privada, o edificio industrial o lugar de ensamble público en el cual trabajan, se congregan o se reúnen las personas a menos que tenga un cobertura de por lo menos 12 pulgadas (305mm) adicional a la descrita en §195.248. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-63, 63 FR 37500, Jul. 13, 1998] §195.212 Doblez de tubería. (a) El tubo no deberá tener una dobladura con arrugas. (b) Cada dobladura de campo deberá cumplir con lo siguiente: (1) Una dobladura no deberá dañar el servicio de un tubo. (2) Cada doblez deberá tener un contorno suave y que este libre de golpes, fisuras o cualquier otro daño mecánico. (3) El tubo que tiene una soldadura longitudinal, esta deberá estar tan cerca como sea posible al eje neutral del doblez a menos que: (i) El doblez esta hecho con un mandril interno de doblez; o (ii) Si el tubo es de 123/4 pul. (324 mm) o con un diámetro externo nominal o que tiene un índice de diámetro de pared menor a 70. (c) Cada soldadura circunferencial que se encuentra localizado donde el estrés realizado durante la dobladura causa una deformación permanente en el tubo y este deberá estar probado contra indestructibilidad antes o después del proceso de doblado. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-10, 41 FR 26016, Ago. 16, 1976; Correc. 195-12, 42 FR 42865, Ago. 25, 1977; Correc. 195-12C, 42 FR 60148, Nov. 25 1977; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-52, 59 FR 33388, Jun. 28, 1994; Correc. 195-63, 63 FR 37500, Jul. 13, 1998] §195.214 Soldadura: General.


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(a) La soldadura deberá ser realizada por soldadores calificadas de acuerdo con los procedimientos de soldadura calificada para producir soldaduras que cumplan con los requerimientos de esta sección. La calidad de las pruebas de soldadura para calificar el procedimiento será determinado por la prueba destructiva. (b) Cada procedimiento de soldadura deberá ser registrada en detalle, incluyendo los resultados de las pruebas de calificación. Este registro deberá ser retenido y seguido cuando el procedimiento sea utilizado. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-38, 51 FR 20294, Jun. 4, 1986] §195.216 Soldadura: Miter joints. Una milter joint no esta permitida (no incluye deflecciones hasta el 3° que es causada por desalineación). [Correc. 195-10, 41 FR 26016, Ago. 16, 1976 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.218 [Removido] [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.220 [Removido] [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-25, 47 FR 55396, Dic. 9, 1982] §195.222 Soldadores: Calificación de Soldadores. Cada soldador deberá ser calificado de acuerdo con la sección 3 de los estándares API 1104 o de la sección IX del Código ASME de Presión de Calderas y Vessel, excepto que un soldador calificado bajo una edición anterior que este bajo el §195.3, podrá entonces no podrá reclasificarse bajo esa edición anterior. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-8, 40 FR 10181, Mar. 5, 1975; Correc. 195-8A, 40 FR 27222, Jun. 27, 1975; Correc. 195-21, 46 FR 10157, Feb. 2, 1981; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-32, 49 FR 36859, Sep. 20, 1984; Correc. 195-38, 51 FR 20294, Jun. 4, 1986] §195.224 Soldadura: Clima. La soldadura deberá ser protegido de las

condiciones climáticas que podrían afectar la calidad de la soldadura. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.226 Soldadura: Soldadura al arco. (a) Cada soldadura al arco deberá ser reparada. (b) Una soldadura al arco podrá ser rearada al remover completamente el nicho por esmeril, si la esmeriladora no reduce el grosor remanente de la pared a menos del grosor mínimo requerido por las tolerancias de la especificación para lo cual se construye el tubo. Si esto no se puede reparar por el esmerilado, el cilindro del tubo que contiene este nicho deberá ser removido completamente. (c) Tierra no podrá ser soldado al tubo o al accesorio al que se esta soldando. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.228 Inspección de soldadura: Estándares de aceptación. (a) Cada soldadura deberá ser inspeccionada para garantizar el cumplimiento con los requerimientos de esta sección. La inspección visual deberá ser suplementada por la prueba indestructiva. (b) La aceptabilidad de la soldadura se determina de acuerdo a los estándares en sección 6 del Estándar API 1104. Sin embargo, si una soldadura girth no es aceptable bajo los estándares debido a una fisura y si el Apéndice al Estándar API 1104 se aplica a la soldadura, la aceptabilidad de la soldadura podrá ser determinada bajo el apéndice. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-8, 40 FR 10181, Mar. 5, 1975; Correc. 195-8A, 40 FR 27222, Jun. 27, 1975; Correc. 195-21, 46 FR 10157, Feb. 2, 1981; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-52, 59 FR 33388, Jun. 28, 1994] §195.230 Soldar: Reparación o remover defectos (a) Cada soldadura que no es aceptada bajo el §195.228 deberá ser retirada o reparada. Excepto para soldaduras en mar adentro que se instalan de un embarcación de tubería, se deberá retirar la soldadura si tiene una fisura que es más del 8% de la longitud.


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(b) Cada soldadura que esta reparada deberá tener el defecto retirado al metal y el segmento a ser reparado deberá ser precalentada si existen las condiciones que podrían afectar contrariamente la calidad de la reparación de soldadura. Después de la reparación, se deberá inspeccionar el segmento reparado para garantizar así su aceptabilidad. (c) Reparación de una fisura o de cualquier defecto en áreas previamente requeridas, deberá ser realizado de acuerdo a los procedimientos escritos de reparación de soldadura que han sido clasificados bajo el §195.214. Los procedimientos de reparación deberán suministrar que las propiedades mecánicas mínimas requeridas para los procedimientos de soldadura utilizadas para hacer la soldadura original son cumplidas al final de la reparación de soldadura. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-11, 41 FR 34035, Ago. 12, 1976; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-29, 48 FR 48669, Oct. 20, 1983] §195.232 [Removido] [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-11, 41 FR 34035, Ago. 12, 1976; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-29, 48 FR 48669, Oct. 20, 1983] §195.234 Soldadura: Prueba indestructiva. (a) Una soldadura podrá ser probada por indestructibilidad por cualquier proceso que claramente podría indicar que cualquier defecto que podría afectar la integridad de la soldadura. (b) Cualquier prueba indestructiva de las soldaduras deberá ser realizada– (1) De acuerdo con los procedimientos escritos de la prueba de indestructibilidad; y (2) Con personal que ha sido entrenado en los procedimientos establecidos y en el uso de los equipos empleados para las pruebas. (c) Los procedimientos para la interpretación apropiada de cada inspección de soldadura deberá ser establecida para garantizar la aceptabilidad de la soldadura bajo §195.228. (d) Durante la construcción, al menos 10% de las soldaduras grith realizadas por cada soldador durante cada día de soldadura deberá ser probado indestructivamente sobre la completa circunferencia de la soldadura. (e) Todas las soldaduras girth instalada cada día en las siguientes instalaciones deberán ser probadas sobre la circunferencia entera, excepto cuando una prueba es impracticable para una

soldadura girth, esta no será probada si el número de estas soldaduras no exceden 10 % de las soldaduras girth instaladas ese día: (1) En cualquier instalación mar adentro donde se podría esperar razonablemente una pérdida de líquido peligroso que podría contaminar cualquier arroyo, rio, lago, reserva o cuerpo de agua y cualquier zona costera; (2) Dentro de carrileras o derechos de vías públicas; (3) En cruces de carreteras y dentro de túneles; (4) Dentro de los limites de cualquier subdivisión incorporada de un Estado gubernamental; y, (5) Dentro de las áreas pobladas, incluyendo, pero no limitado a, subdivisiones residenciales, centros comerciales, escuelas, áreas desigadas al comercio, instalaciones industriales, instituciones públicas y lugares de encuentros públicos. (f) Cuando se instala tubos usados, 100% de las antiguas soldaduras girth deberán ser probadas indestructivamente. (g) En uniones de tubería incuyendo uniones de secciones de reemplazo, 100% de las soldaduras girth deberá ser probao también. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-1, 35 FR 5332, Mar. 31, 1970; Correc. 195-11, 41 FR 34035, Ago. 12, 1976; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-26, 48 FR 9013, Mar. 3, 1983; Correc. 195-35, 50 FR 37191, Sep. 12, 1985; Correc. 195-52, 59 FR 33388, Jun. 28, 1994] §195.236 [Removido] [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.238 [Removido] [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-11, 41 FR 34035, Ago. 12, 1976; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981;Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.242 [Removido] [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-11, 41 FR 34035, Ago. 12, 1976; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-66, 64 FR 15926, April 2, 1999; Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.244 [Removido] [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by


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Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.246 Instalación de tubería en una zanja. (a) Toda la tubería instalada en una zanja deberá ser instalada de forma que la introducción secundaria minimiza el estrés y la posibilidad de daño al tubo. (b) Excepto para los tubos instalados en el Golfo de Méjico y sus entradas, se deberá instalar tubería en el agua mar adentro al menos en 3.7 m (12 ft) de profundidad pero no mas de 61 m (200 ft) de profundidad, medido desde la marea baja, la cual deberá ser instalada para que la párte superior del tubo se encuentra por debajo del fondo natural, a menos que la tubería se encuentre soportada por stanchions, y asegurada por anclas o una capa de concreto pesada o protegido por medios equivalentes. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-11, 41 FR 34035, Ago. 12, 1976; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-52, 59 FR 33388, Jun. 28, 1994] §195.248 Cubierta para tuberías enterradas. (a) A menos que se encuentre exento en esta sección, toda tubería deberá estar enterrada para que se encuentre por debajo del nivel de cultivo. Excepto como esta descrito en el párrafo (b) de esta sección, el tubo deberá estar instalado de tal forma que la cubierta del tubo y el nivel de piso, base de carretera, fondo del río, fondo del mar, sea aplicable, cumple con la siguiente tabla VER TABLA OJO 1 La excavación en roca es cualquier excavación que requiere explosiones o remoción por medios equivalentes. (b) Excepto para el Golfo de Méjico y sus entradas, menos la cobertura que lo mínimo requerido por el párrafo (a) de esta sección y el §195.210 puede ser utilizado si – (1) Es impracticable cumplir con los requerimientos cubiertos; y (2) La protección adicional se suministra que sea equivalente a la cobertura mínima requerida. [Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; 47 FR 32721, Jul. 29, 1982, as Corregido by Correc. 195-52, 59 FR 33388, Jun. 28, 1994; 59 FR 36256, Jul. 15, 1994; Correc. 195-63,

63 FR 37500, Jul. 13, 1998] §195.250 Espacios entre tubería y estructuras subterráneas Cualquier tubo enterrado deberá tener un espacio al menos de 12 pulgadas (305 mm) entre el exterior del tubo y la extremidad de cualquier otra estructura subterránea, excepto para las de drenaje de espacio mínimo de 12 pulgadas (305mm) pero no menos de 2 pulgadas (51mm). Sin embargo, donde 12 pulgadas de (305mm) de espacio es impracticable, el espacio podrá ser reducido si provisiones adecuadas son realizadas para el control de corrosión. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-63, 63 FR 37500, Jul. 13, 1998] §195.252 Relleno. El relleno deberá ser realizado de forma que protege cualquier capa de tubo y que suministra un soporte firme para el tubo. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.254 Componentes externos. (a) Cualquier componente podrá estar instalado externamente en las siguientes situaciones, si los otros requerimientos aplicables son cumplidos: (1) Cruces de autopistas, carrileras, u otro cuerpo de agua. (2) Espacios sobre zanjas y surcos. (3) Trampas o válvulas de bloques. (4) Áreas bajo el control directo del operador. (5) En cualquier área inaccesible para el público. (b) Cada componente cubierto por esta sección deberá estar protegido de las fuerzas ejercidas por las cargas anticipadas. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.256 Cruces de carrileras o autopistas. Tubos instalados en cruces de carrileras o autopistas deberán ser instaladas para que soporten adecuadamente las fuerzas impuestas por cargas de trafico anticipadas. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.258 Válvulas: General.


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(a) Cada válvula será instalada en ubicaciones que son accesibles para los empleados autorizados y que esta protegida contra daños. (b) Cada válvula sumergida en el mar adentro o en aguas comerciales navegables deberá ser marcada, o localizada por técnicas de revisión convencionales, para facilitar una ubicación rápida cuando se requiere la operación de la válvula. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-11, 41 FR 34035, Ago. 12, 1976; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.260 Válvulas: Ubicación. Se deben instalar en las siguientes instalaciones: (a) En la punta de succión y descarga de la estación de bomba de una forma que permite el aislamiento del equipo de la estación en caso de una emergencia. (b) En cada línea entrando o saliendo del área de almacenaje del tanque de tal forma que permita el aislamiento del área del tanque de otras instalaciones. (c) En cada lugar de línea principal a través de los sistemas de tubería que minimizará daños o contaminación de descargas accidentales del líquido peligroso, como es apropiado para los terrenos abiertos en el campo, para áreas de mar adentro o para áreas pobladas. (d) En cada salida de una línea de tal forma que permite el cierre del lateral sin interrumpir el flujo de la línea. (e) En cada lado del cruce de agua que es mayor a los 100 pies (30 metros) de ancho de la marca de agua a menos que el Administrador encuentra que en un caso particular las válvulas no son justificadas. (f) En cada lado de una reserva que contiene agua potable. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-5, 38 FR 2977, Ene. 31, 1973; Correc. 195-11, 41 FR 34035, Ago. 12, 1976; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-50, 59 FR 17275, Abr. 12, 1994; Correc. 195-63, 63 FR 37500, Jul. 13, 1998] §195.262 Equipo de bombeo. (a) Se debe suministrar ventilación adecuada en el edificio de la estación de bombeo para prevenir la acumulación de vapores peligrosos. Se deberá instalar dispositivos de advertencia

para poder advertir sobre la presencia de vapores peligrosos en la estación de bombeo. (b) Se debe instalar lo siguiente en cada estación de bombeo: (1) Dispositivos de seguridad que previenen el exceso de presión sobre los equipos de bombeo incluyendo el equipo auxiliar que se encuentra instalado en la estación de bombeo. (2) Un dispositivo para el cierre de emergencia en cada estación de bombeo. (3) Si se requieren dispositivos adecuados para activar dispositivos de seguridad con un equipo de respaldo de energía. (c) Cada dispositivo de seguridad deberá ser probado bajo condiciones similares a las operaciones reales y para observar la operación apropiada antes que se pueda utilizar la estación de bombeo. (d) Excepto para tuberías de mar adentro, los equipos de bombeo deberán estar instalados en la propiedad que esta bajo el control del operador a por lo menos 15.2 m (50 pies) de los limites de la estación de bombeo (e) Se debe instalar en cada estación de bombeo equipos contra incendio apropiados. Si los sistemas contra incendios requieren el uso de bombas, se debe suministrar energía para estas bombas las cuales son por separado de la energía que opera la estación. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-52, 59 FR 33388, Jun. 28, 1994] §195.264 Agolpamientos, protección contra entrada, ventilación normal/emergencia o presión/descanso de succión para rotura de tanques externos. (a) Se debe suministrar un medio para contener líquidos peligrosos en caso de un evento de derrame o falla en los tanques externos. (b) Después del 2 de octubre de 2000, el cumplimiento con el párrafo (a) de esta sección, esta requiere los siguiente en caso de rotura de tanques externos: (1) Para tanques construidos a la Especificación API 12F, Estándar API 620, y otros (como, el estándar API 650 o su predecesor el Estándar 12C), la instalación de los agolpamientos deberá ser de acuerdo con las siguientes secciones del NFPA 30: (i) Se debe instalar agolpamientos alrededor de los tanques de acuerdo con la sección 2-


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3.4.3; y (ii) El agolpamiento debido al drenaje deberá ser instalada a un área de agolpamiento de acuerdo con la sección 2-3.4.2. (2) Para tanques construidos bajo el Estándar API 2510, la instalación de los agolpamientos deberá ser de acuerdo a la sección 3 o 9 del Estándar API 2510. (c) Las áreas externas de los tanques deberán ser protegidas adecuadamente contra entradas no autorizadas. (d) Ventilación Normal/ de emergencia deberán ser suministradas por cada salida de presión atmosférica de los tanques. Los dispositivos de ayuda de presión/succión deberá ser suministrada para cada baja de presión del tanque. (e) Para ayuda normal/emergencia de la ventilación y de la presión/succión de los dispositivos instalados en el exterior después del 2 de octubre de 2000, para cumplir con el párrafo (d) de esta sección se debe tener las siguientes especificaciones de tanque: (1) Ventilación normal/emergencia instalada en la presión atmosférica de los tanques con las especificaciones API 12F la cual deberá estar de acuerdo con la sección 4, y los apéndices B y C, de las especificaciones API 12F. (2) La ventilación Normal/emergencia instalada en los tanques de presión atmosférica (como, aquellos construidos a los estándares API 650 o de su predecesor Estándar 12C) deberá estar de acuerdo con el estándar API 2000. (3) Los dispositivos de alivio de presión y de succión de emergencia instalados sobre tanques de baja presión construidos con el Estándar API 620 la cual deberá estar de acuerdo a la Sección 7 del Estándar API 620 y de sus referencias a los requerimientos de ventilación normales y de emergencia en el estándar API 2000. (4) Dispositivos de alivio de presión y succión instalados en los tanques de alta presión construidos con el estándar API 2510 el cual deberá estar de acuerdo con las secciones 5 o 9 del Estándar API 2510. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-66, 64 FR 15926, April 2, 1999] §195.266 Registros de Construcción. Un registro completo que muestra lo siguiente los cuales deberán estar mantenidos por el

operador que están involucrados de por vida en cada instalación de tubería: (a) El número total de soldaduras girth y el número de pruebas de indestructibilidad, incluyendo el número de rechazos y en la disposición de las soldaduras rechazadas (b) La cantidad, lugar y cobertura de cada una de las tuberías instaladas. (c) La ubicación de cada cruce de otra tubería. (d) La ubicación de cada cruce enterrado. (e) La ubicación de cada cruce aéreo. (f) La ubicación de cada válvula y de cada estación de prueba de corrosión. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-34, 50 FR 34470, Ago. 26, 1985] Sección E – Pruebas de presión §195.300 Alcance. Esta sección describe los requerimientos mínimos para la prueba de presión de tuberías de hierro. Sin embargo, esta sección no aplica para el movimiento bajo la sección §195.424. [Correc. 195-2, 35 FR 17183, Nov. 7, 1970 as Corregido by Correc. 195-17, 45 FR 59161, Sep. 8, 1980; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-33, 50 FR 15895, Abr. 23, 1985; Correc. 195-51, 59 FR 29379, Jun. 7, 1994] §195.302 Requerimientos generales. (a) Excepto a lo suministrado en esta sección y en §195.305 (b), ningún operador podrá operar una tubería a menos que se haya realizado las pruebas de escape que están bajo esta sección. Adicionalmente, ningún operador podrá devolver poner en servicio un segmento de tubería que haya sido reemplazado, reubicado o de lo contrario cambiado hasta que la presión de este haya sido probado contra escapes.. (b) Excepto para las tuberías convertidas bajo §195.5, las siguientes tuberías podrán ser operadas sin las pruebas de presión bajo esta sección: (1) Cualquier líquido peligroso cuya presión operativa máxima se establece bajo §195.406(a)(5) que es– (i) Una tubería interestatal construida antes del 8 de enero de 1971; (ii) Una serie de líneas interestatales costeras


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construidas antes del 1 de Agosto de 1977; (iii) Una tubería interestatal construida antes del 21 de octubre de 1985; o (iv) Una tubería de bajo estrés construido antes del 11 de agosto de1994, el cual transporta HVL. (2) Cualquier tubería de dióxido de carbono construido antes del 12 de julio de 1991, que - (i) Tiene su máxima presión operativa establecida bajo §195.406(a)(5); o (ii) Esta localizada en un área rural como parte del campo de producción del sistema de distribución. (3) Cualquier tubería de bajo estrés construido antes del 11 de agostos de 1994, que no tiene transporte HVL. (4) Aquellas porciones de líquido peligro o dióxido de carbono antiguos, para los cuales un operador han elegido la alternativa basado en el riesgo de §195.303 y que no son requeridos para ser probados basados en el criterio de riesgo. (c) Excepto para tuberías que transportan HVL mar adentro, tuberías de baja presión, y tuberías cubiertas por el §195.303, los siguientes cumplimientos de fecha limite aplican para las tuberías bajo los párrafos (b)(1) y (b)(2)(i) de esta sección que no se les ha probado la presión bajo esta sección: (1) Antes del 7 de diciembre de 1998, los operadores deberán ara cada tubería (i) Planear y programar las pruebas de acuerdo a este documento; o (ii) Establecer la máxima presión de presión operativa para las tuberías bajo §195.406(a)(5). (2) Para las tuberías cuya prueba esta programada, cada operador deberá (i) Antes del 7 de diciembre de 2000, se debe efectuar la prueba de presión– (A) Cada tubería identificada por nombre, símbolo o de lo contrario que los registros muestran o contienen más del 50% por milla (longitud) de la resistencia eléctrica de los tubos soldados que se fabricaron antes de 1970; y (B) Al menos 50% de las millas (longitud) de la tubería; y (ii) Antes del 7 de diciembre de 2003, se debe probar la presión del restante millaje (length). [Correc. 195-2, 35 FR 17183, Nov. 7, 1970 as Corregido by Correc. 195-17, 45 FR 59161, Sep. 8, 1980; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-33, 50 FR 15895, Abr. 23, 1985; Correc. 195-33C, 50 FR 38659, Sep. 24; 1985; Correc. 195-51, 59 FR 29379, Jun. 7, 1994; Correc. 195-51B, 61 FR

43026, Ago. 20, 1996, Correc. 195-53, 59 FR 35465, Jul. 12, 1994; Correc. 195-58, 62 FR 54591, Oct. 21, 1997: Correc. 195-63, 63 FR 37500, Jul. 13, 1998; Correc. 195-65, 63 FR 59475, Nov. 4, 1998] 195.305 Alternativas de riesgo a pruebas de

presión de liquidó peligroso y de tubería de bióxido de carbón

§195.303 Alternativas de riesgo a pruebas de presión de líquido peligroso y de tubería de dióxido de carbono. (a) Un operador deberá elegir un programa para seguir con las pruebas de tubería basado en el criterio de riesgo como una alternativa de pruebas de presión en §195.302(b)(1)(i)-(iii) y §195.302(b)(2)(i) de esta sección. El Apéndice B suministra una guía en como trabajará este programa. Un operador que elige este programa asignará una clasificación de riesgo a cada segmento de la tubería de acuerdo a los indicadores descritos en el párrafo (b) de esta sección así: (1) Clasificación de Riesgo A si el indicador esta calificado como de riesgo bajo o mediano, y que el producto y volumen se clasifica como de riesgo bajo y el indicador de posible falla se clasifica como de bajo riesgo; (2) Clasificación de Riesgo C si el indicador de ubicación esta clasificado como de alto riesgo; o (3) Clasificación de Riesgo B. (b) Un operador deberá evaluar cada segmento de tubería en el programa de acuerdo a los siguientes indicadores de riesgo: (1) Los indicadores de riesgo son— (i) De alto riesgo si un área es rural y ambientalmente sensitivo; o (ii) de riesgo mediano; o (iii) De bajo riesgo si el área no es de riesgo mediano o alto. (2) El indicador del producto es1— (i) De alto riesgo si el producto transportado es altamente tóxico o es altamente volátil e inflamable; (ii) El riesgo mediano si el producto es inflamable con un flash point menor a 100 grado F, pero que no es altamente volátil; o (iii) Bajo riesgo si el producto transportado no es de alto o mediano riesgo. (3) El indicado de volumen es— (i) De alto riesgo si la línea es de por lo menos


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18 pulgadas de diámetro nominal; (ii) De riesgo mediano i la línea es de por lo menos de 10 pulgadas, pero no menos a 18 pulgadas, en un diámetro nominal; o (iii) De bajo riesgo si la línea no es de alto o mediano riesgo. (4) La posibilidad que el indicador de falla este — 1 (Ver Apéndice B, Tabla C). (i) De alto riesgo si el segmento ha experimentado durante los últimos 10 años defectos dependientes de tiempo (es decir, corrosión, golpes, o problemas desarrollados durante la fabricación, construcción u operación, etc. etc.); o (ii) De bajo riesgo si el segmento ha experimentado tres fallas o menos durante los últimos 10 años debido a defectos dependiente del tiempo. (c) El programa bajo el párrafo (a) de esta sección será suministrada para pruebas de presión para un segmento construido de tubo de resistencias de soldadura eléctrica (ERW) y de un tubo lapwelded fabricado antes de 1970 el cual es susceptible a las fallas de cordones como esta determinado en párrafo (d) de esta sección. El tiempo de esta prueba de presión podrá ser determinado basado en las clasificaciones de riesgo discutido en el párrafo (b) de esta sección. para otros segmentos, el programa podrá suministrar para los escapes de flujo magnético o de inspecciones internas ultrasónicas como una alternativa para probar la presión y en caso de los segmentos de la Clasificación de Riesgo A, que pueda dar medidas adicionales bajo esta sección. (d) Todos los tubos pre-1970 ERW y tubos lapwelded se considera que son susceptibles a las fallas de cordones longitudinales a menos que un análisis de ingeniería demuestre lo contrario. Para realizar un análisis de ingeniería, un operador deberá considerar la historia de escapes del tubo y de la fabricación de la tubería si esta disponible, la cual podrá incluir las propiedades mecánicas del tubo de hierro, incluyendo la dureza de fissuras; del proceso de fabricación y los controles relacionados con las propiedades de soldaduras, incluyendo si los procesos ERW fueron de alta o baja frecuencia, si la soldadura fue tratada con calor, la presión de prueba y la duración de la prueba hidráulica de fábrica; la calidad de control del proceso de la fabricación de hierro; y otros factores pertinentes a las propiedades y calidad de la soldadura (cordón).

(e) La prueba de presión realizada bajo esta sección deberá ser realizada de acuerdo con esta sección. Excepto para los segmentos en Clasificación de riesgos B los cuales están construidos con el tubo pre-1970 ERW, el agua deberá ser el medio de prueba. (f) Un operador que elige seguir un programa bajo es párrafo (a) deberá desarrollar planes que incluyen métodos de prueba y un cronograma para las pruebas al 7 de diciembre de 1998. Las fechas de cumplimiento para completar estas pruebas son detalladas a continuación: VER CUADRO PAG 39 (g) Un operador deberá revisar las clasificaciones de riesgo para los segmentos de tubería que aun no han sido probadas bajo el párrafo (a) de esta sección o de lo contrario inspeccionada bajo el párrafo (c) de esta sección a intervalos que no exceden los 15 meses. Si la clasificación de los riesgos de un segmento no probado o no inspeccionado de pronto cambia, un operador deberá tomar una acción apropiada dentro de dos años, deberá establecer la mínima presión operativa establecida bajo §195.406(a)(5). (h) Un operador deberá mantener registros que establecen el cumplimiento de esta sección, incluyendo registros que verifican la clasificación de riesgos, los planes y cronogramas para las pruebas, el desarrollo de la prueba y la revisión de las clasificaciones de riesgo. (i) Un operador podrá descontinuar un programa bajo esta sección solo después de la notificación y aprobación por escrito del Administrador, si es necesario, del cronograma para las pruebas de presión. [Correc. 195-65, 63 FR 59475, Nov. 4, 1998] §195.304 Prueba de Presión. La prueba de presión para cada prueba realizada bajo esta sección deberá ser realizada a través de la parte del sistema que será probada por lo menos durante 4 horas continuas a una presión equivalente a 125% o más, de la máxima presión operativa permitida, y en el caso en que una tubería que no ha sido visualmente inspeccionada para identificar escapes durante la prueba, por lo menos durante 4 horas continuas


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a una presión igual o mayor a la máxima presión operativa. [Correc. 195-51, 59 FR 29379, Jun. 7, 1994; Correc. 195-65, 63 FR 59475, Nov. 4, 1998] §195.305 Prueba de componentes. (a) Cada prueba de presión bajo §195.302 deberá probar todos los tubos y los accesorios adjuntos, incluyendo los componentes, a menos que sea permitido por el párrafo (b) de esta sección. (b) Un componente, diferente al tubo, que es el único elemento que se esta reemplazando o agregando al sistema de tubería, no necesariamente deberá ser probado bajo la prueba hidrostática bajo el párrafo (a) de esta sección si el fabricante certifica que– (1) El componente fue probado hidrostáticamente en la fábrica; o (2) El componente fue manufacturado bajo un sistema de control de calidad que garantiza que cada componente es por lo menos igual al prototipo que fue probado en la fábrica. [Correc. 195-2, 35 FR 17183, Nov. 7, 1970 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-51, 59 FR 29379, Jun. 7, 1994; Correc. 195-52, 59 FR 33388, Jun. 28, 1994; Correc. 195-65, 63 FR 59475, Nov. 4, 1998] §195.306 Prueba media. (a) Excepto por lo que aparece en el párrafo (b), (c), y (d) de esta sección, el agua deberá ser utilizada como el medio de prueba. (b) Excepto para tuberías de mar adentro, le petróleo líquido el cual no se vaporiza rápidamente será utilizado como el medio de prueba si– (1) La sección entera de la tubería bajo prueba se encuentra fuera de las ciudades y áreas habitadas; (2) Cada construcción dentro de 300 píes (91 metros) del área de prueba se encuentre desocupada mientras la presión de prueba es igual o mayor a la presión la cual produce un estrés hoop de 50% de la fortaleza mínima especificada; (3) La sección de la prueba se mantiene bajo la vigilancia por medio de patrullajes regulares realizados durante la prueba; y, (4) Se mantiene una comunicación continua durante la completa sección de la prueba.

(c) Las tuberías del dióxido de carbono puede utilizar gas inerte o dióxido de carbono como el medio de prueba si– (1) La completa sección de tubería bajo prueba se encuentra fuera de las ciudades y áreas habitadas; (2) Cada construcción dentro de 300 píes (91 metros) del área de prueba se encuentre desocupada mientras la presión de prueba es igual o mayor a la presión la cual produce un estrés hoop de 50% de la fortaleza mínima especificada; (3) El estrés de hoop máximo durante la prueba no excede el 80% de la mínima fuerza especificada; (4) Se mantiene una comunicación continua durante la completa sección de la prueba; y, (5) El tubo involucrado sea un tubo nuevo que tiene un factor de unión longitudinal de 1.00. (d) Se puede utilizar aire sobre el gas inerte como la prueba mediana en tuberías de bajo estrés de presión. [Correc. 195-2, 35 FR 17183, Nov. 7, 1970 as Corregido by Correc. 195-3, 36 FR 14618, May 4, 1971; Correc. 195-11, 41 FR 34035, Ago. 12, 1976; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-45, 56 FR 26922, Jun. 12, 1991; Correc. 195-51, 59 FR 29379, Jun. 7, 1994; Correc. 195-51A, 59 FR 41259, Ago. 11, 1994; Correc. 195-51B, 59 FR 54328, Oct. 23, Correc. 195-53, 59 FR 35471, Jul. 12, 1994; Correc. 195-63, 63 FR 37500, Jul. 13,1998] §195.307 Pruebas de Presión de tanque externo. Para las pruebas de tanques externo construido con las especificaciones API 12 F y colocado en servicio en primer lugar después del 2 de octubre de 2000, y las pruebas neumáticas deberán ser de acuerdo con la sección 5.3 de la Especificación API 12F. (b) Para los tubos externos construidos bajo el Estándar API 620 y colocados en servicio después del 2 de octubre de 2000, las pruebas hidrostáticas y neumáticas deberán ser realizadas de acuerdo a la sección 5.18 del estándar API 620. (c) Para los tubos externos construidos bajo el Estándar API 650 y comenzaron servicios después del 2 de octubre de 2000, las pruebas hidrostáticas y neumáticas deberán ser realizadas de acuerdo a la sección 5.3 del estándar API 650.


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(d) Para tanques externos de presión atmosférica construidos de carbón y de baja aleación de hierro, soldado o remachado y no refrigerados y tanques construidos bajo el estándar API 650 o de su predecesor el Estándar 12C que comenzó a operar después del 2 de octubre de 200, la necesidad de las pruebas de reparación hidrostática, alteración y la reconstrucción se encuentra cubierta en la sección 10,3 del Estándar API 653. (e) Para tanques externos construidos bajo el estándar API 2510 y comenzaron servicios después del 2 de octubre de 2000, las pruebas de presión se debe hacer de acuerdo a la caldera ASME y con el Código de Presión de Envase, Sección VIII, División 1 o 2. [Correc. 195-66, 64 FR 15926, April 2, 1999] §195.308 Prueba de Uniones. Los tubos asociados con uniones deberán tener la prueba de presión, sea con la sección a la cual se va a unir o por separado. [Correc. 195-2, 35 FR 17183, Nov. 7, 1970 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-51, 59 FR 29379, Jun. 7, 1994] §195.310 Registros. (a) Se debe realizar registros de cada prueba de presión requerida por esta sección, y el registro de la última prueba deberá ser almacenado hasta que la instalación probada se encuentre en uso. (b) El registro requerido por el párrafo (a) de esta sección deberá incluir: (1) Las tablas de registros de presión; (2) Probar los instrumentos de los datos de calibración; (3) El nombre del operador, el nombre de la persona responsable para realizar las pruebas, y el nombre de la compañía de pruebas utilizada, si existe; (4) La fecha y hora de la prueba; (5) La prueba de presión mínima; (6) La prueba mediana; (7) Una descripción de la instalaciones probadas y de pruebas de los aparatos; (8) Una explicación de cualquier detenimiento de prueba, incluyendo pruebas de fallas, que ocurren en las tablas de los registros de presión; y, (9) Donde las diferencias de elevación en la sección de la prueba exceden 100 píes (30 metros), del perfil de la tubería que muestra la

elevación y las pruebas en sitio sobre la longitud entera de la sección probada. [Correc. 195-2, 35 FR 17183, Nov. 7, 1970 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-34, 50 FR 34470, Ago. 26, 1985; Correc. 195-51, 59 FR 29379, Jun. 7, 1994; Correc. 195-63, 63 FR 37500, Jul. 13, 1998] Sección F – Operación y mantenimiento §195.400 Alcance. Esta sección establece requerimientos mínimos para la operación y mantenimiento de los sistemas de tubería construidos con tubos de hierro. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.401 Requerimientos Generales. (a) Ningún operador podrá operar o mantener los sistemas de tubería por debajo de lo requerido por esta sección y de los procedimientos requeridos bajo el §195.402(a) de esta sección. (b) Cuando un operador descubre cualquier condición que podría afectar la sana operación de los sistemas de tubería, este corregirá esto dentro de un espacio de tiempo razonable. Sin embargo, si la condición es de esta naturaleza que presenta un peligro inmediato a las personas o a la propiedad, el operador no podrá afectar parte del sistema hasta que se haya corregido la condición peligrosa. (c) Excepto como esta detallado en §195.5, ningún operador podrá operar ninguna parte de cualquiera de las siguientes tuberías a menos que se hubiese requerido para esto: (1) Una tubería estatal, diferente a la tubería de bajo estrés, sobre la cual comenzó la construcción a partir de Marzo 31, 1970, que transporta líquidos peligrosos. (2) Una línea de colección interestatal de mar adentro diferente a la de bajo estrés, sobre la cual la construcción comenzó después del 31 de julio de 1977, la cual transporta líquido peligroso, que transporta el líquido peligroso. (3) Una tubería interestatal, diferente a la de la tubería de bajo estrés, sobre la cual comenzó la construcción después del 20 de octubre de 1985,la cual transporta líquido peligroso. (4) Una tubería sobre la cual comenzó la construcción después del 11 de Julio de 1991 que transporta el dióxido de carbono.


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(5) Una tubería de bajo estrés sobre la cual comenzó la construcción después del 10 de Agosto. [Correc. 195-15, 44 FR 41197, Jul. 16, 1979 as Corregido by Correc. 195-16, 44 FR 70164, Dic. 6, 1979; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-33, 50 FR 15895, Abr. 23, 1985; Correc. 195-36, 51 FR 15005, Abr. 22, 1986, Correc. 195-45, 56 FR 26922, Jun. 12, 1991; Correc. 195-53, 59 FR 35465, Jul. 12, 1994] §195.402 Manual de procedimientos, para operaciones, mantenimiento y emergencias. (a) General. Cada operador deberá preparar y seguir un manual de procedimientos para cada sistema de procedimientos para realizar las operaciones normales y las actividades de mantenimiento y del manejo de operaciones anormales y emergencias. Este manual será revisado a intervalos que no excedan 15 meses, pero que sea por lo menos una vez al año que los cambios apropiados sean efectivas en el manual. Este manual será preparado antes que comiencen las operaciones del sistema de tubería y se depositaran las partes apropiadas en los lugares donde se realizan las actividades de operaciones y mantenimiento. (b) El Administrador o Agencia de Estado que ha sometido una certificación actual bajo las leyes de seguridad de tubería (49 U.S.C. 60101 et seq.) con relación a las instalaciones de tuberías gobernadas por los planes de un operador y que los procedimientos podrán, después de la notificación y oportunidad para el juicio suministrado en el 49 CFR 190.237 o en los procedimientos relevantes del Estado, el cual requiere al operador corregir sus planes y procedimiento para suministrar una seguridad razonable. (c) Mantenimiento y operaciones normales. El manual requerido por el párrafo (a) de esta sección deberá incluir procedimientos de seguridad durante el mantenimiento y operaciones normales: (1) Realizar registros de construcción, mapas, e historia operativa disponible para una operación y mantenimiento segura. (2) Recolección de datos necesarios para reportar accidentes bajo la sección B de este texto de forma oportuna y efectiva. (3) La operación, mantenimiento y reparación de los sistemas de tubería de acuerdo con cada uno

de los requerimientos de esta sección y de la sección H de este texto. (4) Determinando que localidades de tubería se encuentran ubicadas en áreas que podrían requerir una respuesta inmediata del operador para prevenir daños al público si las localidades fallan. (5) Analizar los accidentes de tubería para determinar las causas. (6) Minimizar la potencialidad de los peligros identificados bajo el párrafo c)(4) de esta sección y la posibilidad de repetición de los accidentes analizados bajo este párrafo (c)(5) de esta sección. (7) Inicializando o apagando cualquier parte del sistema de tubería de una forma designada para garantizar la operación dentro de los límites establecidos en el §195.406, se debe considerar los líquidos peligrosos o el dióxido de carbono en el transporte, variaciones en la longitud cerca de la tubería, y de la presión que monitorea los dispositivos de control. (8) En el caso de que la tubería no esta equipada para fallar cuidadosamente, monitoreando la presión de la ubicación de la tubería durante el inicio hasta que se alcance con el flujo de condiciones y durante las operaciones de cierre durante los limites prescritos en §195.406. (9) En el caso que la s instalaciones que no están equipadas para fallar identificadas bajo §195.402(c)(4) o que controlan el recibo y el envió del líquido peligroso o del dióxido de carbono, que detecta condiciones anormales operativas al monitorear la presión, temperatura, flujo u otros datos operativos apropiados y la transmisión de estos datos a un sitio atendido (10) Abandono de las instalaciones incluyendo la desconexión de un sistema operativo de tubería, purgar combustibles y el sellamiento de instalaciones abandonadas, dejadas para así minimizar la seguridad y peligros ambientales. Para cada instalación de tubería abandonada mar adentro o cada instalación de tubería en tierra que cruce sobre, debajo o a través de aguas navegables comerciales, el operador de las instalaciones deberá presentar un informe sobre abandono de esta de acuerdo a §195.59 de esta sección. (11) Minimizando la razón de la accidentalidad del incendio de vapores en las áreas cerca de las instalaciones identificadas bajo el párrafo (c)(4) de esta sección, donde lo potencial existe para la presencia de líquidos o gases inflamables.


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(12) Estableciendo y manteniendo liaison con fuego, policía y otros oficiales públicos apropiados para prender sobre la responsabilidad y los recursos de cada organización gubernamental que podría responder a la emergencia de tubería de los líquidos peligrosos o al dióxido de carbono y familiarizar a los oficiales con la habilidad de los operadores en responder a la emergencia de tubería de líquidos peligrosos o del dióxido de carbón y los medios de comunicación. (13) Revisar periódicamente el trabajo realizado por el personal para determinar la efectividad de los procedimientos utilizados en la operación y mantenimiento normal y en tomar la acción correctiva donde se encuentran las deficiencias. (14) Tomar las precauciones adecuadas en las zanjas de excavación para proteger al personal de las acumulaciones peligrosas de gases y vapor, y poner a disposición de la excavación el equipo de rescate de emergencia, incluyendo un aparato respiratorio y un arnés y línea. (d) Operación anormal. El manual requerido por el párrafo (a) de esta sección deberá incluir procedimientos para suministrar seguridad cuando los límites de operabilidad del diseño exceden: (1) Responden a investigación y corrección de la causa de: (i) cierre no intencional de las válvulas o apagado; (ii) Incrementar o reducir la tasa de presión o flujo fuera de los límites operativos normales; (iii) Pérdida de comunicaciones; (iv) Operativa de cualquier dispositivo de seguridad; (v) Cualquier otro daño de un componente. Desviación de la operación normal o error de personal el cual podría causar daños a personas o a propiedad. (2) Verificando las variaciones de una operación normal después de que una anormal haya finalizado a lugares suficientemente críticos en el sistema para determinar la continua in tegridad y seguridad de la operación. (3) Corrigiendo las variaciones de la operación normal de presión y flujo de equipo y controles. (4) Notificando al personal operativo responsable cuando se observa una operación anormal. (5) Revisar periódicamente la respuesta del operador para determinar la efectividad de los procedimientos que controlan la operación

anormal y para tomar medidas correctivas donde se encuentran las deficiencias. (e) Emergencias. El manual requerido por el párrafo (a) de esta sección deberá incluir procedimientos para suministrar seguridad cuando ocurran condiciones de emergencia; (1) Recibir, identificar y clasificar las notificaciones de eventos que necesitan respuestas inmediatas por el operador o notificación de fuego, policía u otros oficiales públicos adecuados y comunicar esta información al personal apropiado para las acciones correctivas. (2) Respuesta pronta y efectiva a la notificación de emergencias, incluyendo fuego o explosiones que involucren de cerca o directamente a una instalación de tubería, escape accidental de líquido peligroso o de dióxido de carbono de una instalación de tubería y un desastre natural que afecte las instalaciones de tubería. (3) Tener disponible el personal, equipo, instrumentos, herramientas y material disponible en la escena de una emergencia. (4) Tomar las medidas necesarias, como son apagado de emergencia o reducción de presión para minimizar el volumen del líquido peligroso o del dióxido de carbono que se escapa de la sección del sistema de tubería en caso de alguna falla. (5) Control del escape de unos líquidos peligroso o dióxido de carbono en una escena de accidente para minimizar peligros, incluyendo posible incendio intencional en casos donde existe líquido volátil inflamable. (6) Minimización de exposición del público a heridas y probabilidad de incendio al asistir con la evacuación de residentes y en el control de tráfico en carreteras y carrileras dentro del área afectada o en la toma de acciones apropiadas. (7) Notificar bomberos, policía y otros entes públicos apropiados relacionados con el líquido peligroso o dióxido de carbono en casos de emergencia y coordinarlos bajo los planes y respuestas actuales durante una emergencia que involucra un sistema de tubería que transporta líquido altamente volátil. (8) En el caso de falla de un sistema de tubería que transporta un líquido altamente volátil se debe utilizar los instrumentos apropiados para evaluar la extensión y la cobertura de la nube de vapor y así determinar las áreas de peligro. (9) Realizar una revisión posterior al accidente de las actividades del empleado para así


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determinar si los procedimientos fueron efectivos en cada emergencia y tomar las medidas correctivas donde hubo deficiencias. (f) Condiciones reportadas relacionadas con seguridad. El manual requerido por el párrafo (a) de esta sección deberá incluir instrucciones que habilitan a personal que realiza operaciones y actividades de mantenimiento para reconocer las condiciones que potencialmente pueden estar relacionadas con las condiciones de seguridad sujetas a los requerimientos de reporte §195.55. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-11, 41 FR 34035, Ago. 12, 1976; Correc. 195-13, 43 FR 6786, Feb. 16, 1979; Correc. 195-15, 44 FR 41197, Jul. 16, 1979; Correc. 195-16, 44 FR 70164, Dic. 6, 1979; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-24, 47 FR 46850, Oct. 21, 1982; Correc. 195-39, 53 FR 24942, Jul. 1, 1988; Correc. 195-45, 56 FR 26922, Jun. 12, 1991; Correc. 195-46, 56 FR 31087, Jul. 9, 1991; Correc. 195-49, 59 FR 6579, Feb. 11, 1994; Correc. 195-55, 61 FR 18512, Abr. 26, 1996; Correc. 195-69, 65 FR 54440, Sept. 8, 2000; Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.403 Entrenamiento. (a) Cada operador establecerá y realizará un programa continuo de entrenamiento para entrenar al personal operativo y de mantenimiento para: (1) Realizar los procedimientos operativos, de mantenimiento y de emergencia establecidos bajo el §195.402 que están relacionados con sus tareas; (2) Tener conocimientos de las características y peligros de los líquidos peligrosos y del dióxido de carbono transportado, incluyendo en caso de HVL inflamable, la inflamabilidad mezclada con aire, vapores inoloros y la reacción del agua; (3) Reconocer las condiciones que posiblemente causen emergencias, predecir las consecuencias de fallas en las instalaciones o derrames en el líquido peligroso o dióxido de carbono, para tomar las acciones correctivas apropiadas; (4) Tomar los pasos necesarios para controlar cualquier escape accidental del líquido peligroso o del dióxido de carbono y para minimizar la potencialidad de fuego, explosión, intoxicación o daños al ambiente; (5) Aprender el uso apropiado de los procedimientos de lucha contra incendios y de

los equipos, uniformes y aparatos respiratorios utilizándolos, si es posible, bajo condiciones simuladas de emergencia en tuberías; y (6) En el caso del personal de mantenimiento, para que reparen de forma segura las instalaciones al utilizar las precauciones especiales apropiadas, como son el aislamiento y de purga cuando se encuentra involucrado líquidos de alta volatilidad. (b) En intervalos que no exceden 15 meses, pero al menos una vez año calendario, el operador deberá: (1) Revisar con el personal su desempeño en cumplir con los objetivos del programa de entrenamiento establecido en el párrafo (a) de esta sección; y (2) Realizar cambios necesarios y apropiados al programa de entrenamiento para garantizar que sean efectivas. (c) Cada operador requerirá y verificara que sus supervisores mantienen un conocimiento profundo de la porción de los procedimientos establecidos bajo el §195.402 para el cual son responsables para garantizar su cumplimiento. Efectivo el 28 de octubre de 2002, el §195.403 será revisado así: §195.403 Entrenamiento de respuesta para emergencias. (a) Cada operador establecerá y realizará un programa continuo de entrenamiento para instruir a la respuesta de emergencia a: (1) Realizar los procedimientos de emergencia establecidas bajo el §195.402 que se encuentran relacionadas con sus tareas; (2) Conocer las características y peligros de los líquidos peligrosos o del dióxido de carbono que se transporta incluyendo en caso del HVL inflamable, mezclas inflamables con aire, vapores inoloros y reacciones del agua; (3) Reconocer las condiciones que probablemente causen emergencias, predicen las consecuencias de errores en el funcionamiento o fallas y derrames de líquido peligroso o del dióxido de carbono, y tomar las medidas correctivas apropiadas: (4) Tomar los pasos necesarios para controlar cualquier escape accidental del líquido peligroso o del dióxido de carbono y para minimizar la potencialidad de fuego, explosión, intoxicación o daño ambiental; y (5) Aprender el manejo apropiado de los procedimientos y equipos contra incendio, los


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uniformes y los aparatos respiratorios utilizándolos, si es posible, bajo condiciones simuladas de emergencia en tuberías (b) A intervalos que no exceden 15 meses, pero por lo menos una vez cada año calendario y cada operador deberá: (1) Revisar su desempeño personal en cumplir con los objetivos de la respuesta de los programas de entrenamiento en caso de emergencias establecidos en el párrafo (a) de esta sección; y (2) Realizar cambios apropiados a los programas de entrenamiento en caso de emergencias si son necesarios para garantizar su efectividad. (c) Cada operador requerirá y verificará que sus operadores mantengan un conocimiento profundo de procedimientos de la porción de respuesta de emergencia establecida bajo el §195.402 para los cuales son responsables en garantizar el cumplimiento. [Correc. 195-15, 44 FR 41197, Jul. 16, 1979 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-24, 47 FR 46850, Oct. 21, 1982; Correc. 195-45, 56 FR 26920, Jun. 12, 1991; Correc. 195-67, 64 FR 46853, Ago. 27, 1999] §195.404 Mapas y registros. (a) Cada operador mantendrá mapas y registros actualizados de sus sistemas de tubería los cuales incluyen por lo menos la siguiente información: (1) Ubicación e identificación de las siguientes localidades de la tubería: (i) Tanques externos; (ii) Estaciones de bombeo; (iii) instalaciones de limpia tubos y esferas; (iv) Válvulas de tubería; (v) Instalaciones para las cuales aplican el §195.402(c) (9); (vi) Derechos de vía; y (vii) Dispositivos de seguridad para lo cual aplica el §195.428. (2) Todos los cruces de carreteras públicas, carrileras, ríos, accesorios enterrados y tubería extranjeras. (3) La máxima presión operativa de cada tubería. (4) El diámetro, grado, tipo y grosor nominal de pared de todo tubo. (b) Cada operador mantendrá por lo menos tres años registros operativos que indican (1) La presión de descargue en cada estación de bombeo; y

(2) Cualquier emergencia u operación anormal para los cuales aplican bajo los procedimientos §195.402. (c) Cada operador mantendrá los siguientes registros para los periodos especificados: (1) La fecha, lugar y descripción de cada reparación realizada al tubo se mantendrá por el tiempo de vida útil del tubo. (2) La fecha, ubicación y descripción de cada reparación realizada a las partes del sistema de tubería diferente a los tubos se mantendrán por lo menos por un año. (3) Un registro de cada inspección y prueba requerida por esta subparte será mantenida por lo menos por 2 años o hasta que se realice una nueva inspección o prueba, la que se demore más. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-1, 35 FR 5332, Mar. 31, 1970; Correc. 195-2, 35 FR 17183, Nov. 7, 1970; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-34, 50 FR 34470, Ago. 26, 1985; Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.405 Protección contra incendio y acceso/ salida segura involucrando techos flotantes. (a) Después del 2 de octubre de 2000, la protección suministrada contra incendios que resulten de estática eléctrica, relámpagos y corrientes perdidas durante operaciones y actividades que involucran los tanques externos deberán estar de acuerdo a Prácticas Recomendadas API 2003, a menos que el operador observe el manual de procedimientos (§195.402(c)) mientras que el cumplimiento con todos o ciertas regulaciones de las prácticas recomendadas API 2003 no son del todo necesarias para la seguridad de un tanque externo en especial. (b) Los peligros asociados con el acceso/egreso sobre los techos flotantes de tanques externos para realizar las inspecciones, servicios, mantenimiento o actividades de reparación (diferente a aquellas especificadas en consideraciones generales, de tareas de rutinas específicas o accesando tanques retirados del servicio para ser limpiados) son tratados en la publicación API 2026. Después del 2 de octubre de 2000, el operador deberá revisar y considerar las condiciones potenciales de peligro, las prácticas de seguridad y los procedimientos en la Publicación API 2026 para ser incluidas en el manual de procedimiento (§195.402(c)).


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[Correc. 195-66, 64 FR 15926, April 2, 1999] §195.406 Máxima Presión Operativa. (a) Excepto para las presiones de tanques de compensación y otras variaciones de las operaciones normales, ningún operador podrá operar una tubería a una presión que excede cualquiera de las siguientes: (1) El diseño de la presión interna del tubo determinado de acuerdo al §195.106. Sin embargo, para tubos en hierro dentro de las tuberías que se están convirtiendo bajo el §195.5, si una o más de los factores de la formula de diseño (§195.106) son desconocidos, una de las siguientes presiones deberá ser utilizado como la presión de diseño: (i) Ochenta por ciento de la primera prueba de presión que produce rendimiento bajo la sección N5.0 del apéndice N del ASME B31.8, reducido por los factores apropiados en el §§195.106(a) y (e); o (ii) Si el tubo es de 12¾ in (324 mm) o menos por fuera del diámetro y que no se ha probado para la producción bajo este párrafo, 200 p.s.i. (1379 kPa) gage. (2) El diseño de presión de cualquier otro componente de la tubería. (3) Ochenta por ciento de la prueba de presión de cualquier parte de la tubería la cual se le ha probado la presión bajo la sección E de este documento. (4) Ochenta por ciento de la prueba de presión de fábrica o de los prototipos de pruebas de presión para cualquier componente instalado individualmente el cual se espera ser probado bajo §195.305. (5) Para tuberías bajo §§195.302 (b)(1) y (b)(2)(i) que no han tenido la prueba de presión bajo la sección E de esta parte. 80 por ciento de la prueba de presión o presión operativa más alta a la cual se encuentra sujeta la tubería por 4 o más horas continuas las cuales podrán ser comprobadas al ser registradas en las tablas o bitácoras realizadas en el momento de la prueba o de las operaciones realizadas. (b) Ningún operador podrá permitir que la presión de una tubería exceda el 110 por ciento de la presión operativa limite establecida bajo el párrafo (a) de esta sección, esto durante el surgimiento u otras variaciones de las operaciones normales. Cada operador deberá suministrar controles adecuados y protecciones a

los equipos para controlar los la presión dentro de los limites. [Correc. 195-2, 35 FR 17183, Nov. 7, 1970 as Corregido by Correc. 195-17, 45 FR 59161, Sep. 8, 1980; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-33, 50 FR 15895, Abr. 23, 1985; Correc. 195-33C, 50 FR 38659, Sep. 24, 1985; Correc. 195-51, 59 FR 29379, Jun. 7, 1994; Correc. 195-52, 59 FR 33388, Jun. 28, 1994; Correc. 195-63, 63 FR 37500, Jul. 13, 1998; Correc. 195-65, 63 FR 59475, Nov. 4, 1998] §195.408 Comunicaciones. (a) Cada operador deberá tener un sistema de comunicación para poder transmitir información necesaria para la segura operación de sus sistemas de tuberías. (b) El sistema de comunicación requerido por el párrafo (a) de esta sección deberá como mínimo incluir medios para: (1) el Monitoreo de datos operativos requeridos por el §195.402(c)(9); (2) Recibir notificaciones del personal operativo, del público, y de las autoridades públicas sobre condiciones anormales o de emergencia en enviar esta información al personal apropiado o a las agencia gubernamentales para tomar las acciones correctivas; (3) Realizar comunicaciones verbales entre un centro de control y la escena de las operaciones anormales, y de emergencia: y (4) Suministrar comunicación con las entidades de fuego, policía y otros oficiales públicos durante condiciones de emergencia, incluyendo un desastre natural. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-15, 44 FR 41197, Jul. 16, 1979; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.410 Marcadores de Líneas. (a)Excepto como esta suministrado en el párrafo (b) de esta sección, cada operador mantendrá marcadores de línea sobre la tubería enterrada de acuerdo a lo siguiente: (1) Los marcadores deberán estar localizados en los cruces de carreteras, de carrileras y en suficientes cantidades junto con el recorderís de cada línea enterrada para que su ubicación sea conocida exactamente.


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(2) El marcador deberá por lo menos mencionar lo siguiente en un aviso en el cual resalte la información: (i) La palabra “Advertencia,” “Precaución,” o “Peligro” junto con las palabras “Tubería de (o el nombre de líquido peligroso que se esta transportando) Petróleo,” o “Tubería de Dióxido de Carbono,” todas, excepto para marcadores en zonas de alto desarrollo urbano, las cuales deberán tener carteles con letras de por lo menos una pulgada (25mm) con un grosor aproximado de ¼-inch (6.4mm). (ii) El nombre del operador y un número telefónico (incluyendo el código de área) donde el operador pueda ser localizado en cualquier momento. (b) Los marcadores de línea no son requeridos para las tuberías enterradas en– (1) Mar adentro o en cruces fluviales y en otros cuerpos de agua; o (2) En áreas de desarrollo urbano como son centros de negocios en vías principales donde – (i) La ubicación de los marcadores no es práctico y no serviría para el propósito para el cual fueron creados; y (ii) El gobierno local mantiene registros de subestructuras reales. (c) Cada operador deberá suministrar marcadores donde se encuentra la línea sobre tierra los cuales son asequibles al público. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-27, 48 FR 25206, Jun. 6, 1983, Correc. 195-45, 56 FR 26922, Jun. 12, 1991; Correc. 195-54, 60 FR 14646, Mar. 20, 1995; Correc. 195-63, 63 FR 37500, Jul. 13, 1998] §195.412 Inspección de derechos de vía y de cruces bajo aguas navegables. (a) Cada operador deberá en intervalos que no excede 3 semanas, pero por lo menos 26 veces durante el año, inspeccionar las condiciones de la superficie sobre o adyacentes a cada derecho de vía de la tubería. Los métodos de inspección incluyen el caminar, conducir, volar u otros medios apropiados para pasar el derecho de vía. (b) Excepto para tuberías mar adentro, cada operador deberá a intervalos que no exceden 5 años, inspeccionar cada cruce bajo aguas navegables para determinar la condición del cruce. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by

Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-24, 47 FR 48650, Oct. 21, 1982; Correc. 195-52, 59 FR 33388, Jun. 28, 1994] §195.413 Inspección subacuatica y enterramiento de tuberías en el Golfo de Méjico y sus entradas (a) Excepto para la colección de líneas de 4½ pulgadas (114 mm) de diámetro externo nominal o mas pequeña, cada operador deberá, de acuerdo con esta sección, realizar una inspección subacuatica de sus tuberías en el Golfo de Méjico y sus entradas. La inspección deberá ser realizada después del 3 de octubre de 1989 y antes del 16 de noviembre de 1992. (b) Si, como resultado de una inspección bajo el párrafo (a) de esta sección, o sobre la notificación por cualquier persona y un operador descubre que la tubería opera expuesta en el fondo del mar o que constituye un peligro a la navegación, el operador deberá – (1) Notificar prontamente, pero no menor a 24 horas después del descubrimiento al Centro de Respuesta Nacional, teléfono: 1-800-424-8802 de la localidad, y si esta disponible la coordenadas geográficas de la tubería; (2) Prontamente, pero no después de 7 días del descubrimiento, marcar la ubicación de la tubería de acuerdo al CFR 33 parte 64 en los segmentos finales de la tubería y en los intervalos no superiores a 500 yardas (457 metros), excepto que un segmento de tubería es menor a 200 yardas (183 metros) la cual necesita ser marcada en el centro; y (3) Durante los 6 meses después del descubrimiento, o no después del 1 de noviembre del siguiente año si el periodo de seis meses es después del 1 de noviembre del año en que ocurrió el descubrimiento, coloque la tubería para que la parte superior del tubo este 36 pulgadas (914mm) por debajo del suelo marino en la excavación normal o de 18 pulgadas (457mm) para la excavación de roca. [Correc. 195-47, 56 FR 63764, Dic. 5, 1991, as Corregido by Correc. 195-52, 59 FR 33388, Jun. 28, 1994; Correc. 195-63, 63 FR 37500, Jul. 13, 1998] §195.414 [Removido] [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by


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Correc. 195-2, 35 FR 17183, Nov. 7, 1970; Correc. 195-11, 41 FR 34035, Ago. 12, 1976; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-33, 50 FR 15895, Abr. 23, 1985; Correc. 195-33C, 50 FR 38659, Sep. 24; 1985; Correc. 195-45, 56 FR 26922, Jun. 12, 1991; Correc. 195-53, 59 FR 35465, Jul. 12, 1994; Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.416 [Removido] [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-24, 47 FR 46850, Oct. 21, 1982; Correc. 195-31, 49 FR 36383, Sep. 17, 1984; Correc. 195-52, 59 FR 33388, Jun. 28, 1994; Correc. 195-66, 64 FR 15926, April 2, 1999; Correc. 195-68, 64 FR 69660, Dic. 14, 1999; Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.418 [Removido] [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-1, 35 FR 5332, Mar. 31, 1970; Correc. 195-20, 46 FR 39, Ene. 2, 1981; Correc. 195-20B, 46 FR 38922, Jul. 30, 1981; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-24, 47 FR 46850, Oct. 21, 1982; Correc. 195-45, 56 FR 26922, Jun. 12, 1991; Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.420 Mantenimiento de Válvulas. (a) Cada operador mantendrá sus válvulas en buenas condiciones de trabajo a toda hora para la buena operación de los sistemas de tubería.. (b) Cada operador deberá, en intervalos que no excedan los 7 1/2 meses, pero por lo menos dos veces al año, inspeccionar cada válvula principal para determinar si esta funcionando apropiadamente. (c) Cada operador deberá suministrar protección para cada válvula de operación no autorizada o de vandalismo. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-24, 47 FR 46850, Oct. 21, 1982] §195.422 Reparación de tuberías. (a) Cada operador deberá, durante la reparación de sus sistemas, garantizar que las reparaciones se realizan de una forma segura y que son realizadas de tal forma que previenen el daño a

personas o propiedades. (b) Ningún operador podrá utilizar ningún tubo, válvula o accesorio para el reemplazo en reparando las instalaciones de la tubería, a menos que esta diseñado y construido como es requerido por este texto. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.424 Movimiento de tubería. (a) Ningún operador podrá mover una tubería a menos que la presión involucrada en la sección de la línea es reducida a no más del 50 por ciento de la presión operativa máxima. (b) Ningún operador puede mover la tubería que contienen líquidos altamente volátiles donde se encuentran involucrados las líneas de sección que son unidas por soldadura a menos que – (1) El movimiento cuando la tubería no contiene líquidos de alta volatilidad; (2) Los procedimientos del operador bajo el §195.402 que contiene precauciones para proteger el público contra el peligro que puede tener el mover las tuberías que contienen líquidos de alta volatilidad, incluyendo el uso de advertencias donde sea necesaria, para evacuar el área cercana a la tubería; y (3) La presión en esa sección de línea se redujo al mas bajo así: (i) Cincuenta por ciento o menos de presión operativa máxima; o (ii) El nivel práctico más bajo que mantendrá el líquido altamente volátil en su estado líquido con un flujo continuo, pero no menor a 50 p.s.i. (345 kPa) gage sobre la presión de vapor de la comodidad. (c) Ningún operador puede mover ninguna tubería que contenga líquidos altamente volátil donde los materiales involucrados en la sección no están unidas por soldadura a menos que – (1) el operador cumpla con los párrafos (b)(1) y (2) de esta sección; y (2) Que la línea de la sección esta aislada para prevenir el flujo de líquido de alta volatilidad. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-7, 39 FR 19780, Jun. 4, 1974; Correc. 195-15, 44 FR 41197, Jul. 16, 1979; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-63, 63 FR 37500, Jul. 13, 1998] §195.426 Instalaciones de limpiatubos y


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esferas. Ningún operador podrá utilizar un lanzador o receptor que no este equipado con un dispositivo capaz de relevar eficientemente la presión en el barril antes de la inserción o remoción del limpia tubos o esfera. El operador deberá utilizar un dispositivo aceptable para que indique que la presión ha sido disipada dentro del barril o deberá prevenir la inserción a remoción de los limpia tubos o esferas que no han sido disipados en el barril. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-15, 44 FR 41197, Jul. 16, 1979; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.428 Dispositivos de seguridad de sobrepresión y relleno de protección de sistemas (a) Excepto como en el párrafo (b) de esta sección, cada operador deberá sin exceder 15 meses, pero al menos una vez al año, o en caso en que las tuberías utilizadas para cargar los líquidos de alta volatilidad, a intervalos que no exceden 7 1/2 meses, pero por lo menos dos veces al año, inspeccionar y probar cada dispositivo limitante de presión, válvula de disipación, presión regulatoria, u otro elemento de control de presión de los equipos para determinar que esta operando adecuadamente, que esta en buenas condiciones mecánicas y que es adecuado desde el punto de vista de capacidad y en la confiabilidad de la operación para el servicio en el cual esta utilizado. (b) En el caso de la disipación de la presión de las válvulas en los tanques externos, cada operador deberá probar cada válvula a intervalos que no excedan 5 años. (c) Los tanques externos que están construidos o que están significativamente alterados de acuerdo a los Estándares API 2510 después de 2 de octubre de 2000, Deberán tener un sistema de protección de exceso de llenado instalado de acuerdo a la sección 5.1.2 del estándar API 2510. Diferente a los tanques externos con una 600 galones (2271 litros) o más en la capacidad de almacenaje los cuales fueron construidos o significativamente alterados después del 2 de octubre de 200, los cuales deberán tener un sistema de protección instalado de acuerdo a las Prácticas recomendadas en el API 2350. Sin embargo, los operadores no necesitan cumplir con cualquier

parte de las Prácticas recomendadas en el API 2350 para un tanque externo en particular, si el operador observa en el manual del §195.402 que para este tanque en particular no es necesario el cumplimiento para la seguridad del tanque. (d) Después del 2 de octubre de 2000, los requerimientos del párrafo (a) y (b) de esta sección para la inspección y pruebas de presión del control de equipo aplican a la inspección y a la prueba de llenado de los sistemas de protección. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-4, 37 FR 18733, Sep. 15, 1972; Correc. 195-15, 44 FR 41197, Jul. 16, 1979; Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-24, 47 FR 46850, Oct. 21, 1982; Correc. 195-66, 64 FR 15926, April 2, 1999] §195.430 Equipo contra incendio. Cada operador deberá mantener un equipo contra incendio adecuado en cada estación de bombeo y en cada área de tubo externo. El equipo deberá – (a) En condiciones apropiadas de operación a todo momento; (b) Marcado plenamente para que su identidad sea clara como equipo contra; y (c) Este localizado de tal forma que sea posible accesarlo en casos de incendio. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.432 Inspección de servicios de tanques externos. (a) Excepto para tanques externos inspeccionados bajo el párrafo (b) y (c) de esta sección, cada operador deberá a intervalos que no exceden 15 meses o por lo menos una vez al año, inspeccionar cada tanque externo en servicio. (b) Cada operador deberá inspeccionar la integridad física de los servicios en atmosféricos y de baja presión de tanques externos en hierro de acuerdo a la sección 4 de los Estándar API 653. Sin embargo, si las condiciones estructurales previenen el acceso al fondo del tanque, la integridad de esta puede ser evaluada


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de acuerdo al plan incluido en el manual de operaciones y mantenimiento bajo §195.402(c)(3). (c) Cada operador deberá inspeccionar la integridad física de los tanques externos en hierro de servicio construidos bajo los estándares API 2510 de acuerdo a la sección 6 del API 510. (d) Los intervalos de las inspecciones especificadas por documentos referenciados en los párrafos (b) y (c) de esta sección que comenzó el 3 de mayo de 1999, o en la última fecha de inspección registrada por el operador, la que sea primera. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-24, 47 FR 46850, Oct. 21, 1982; Correc. 195-66, 64 FR 15926, April 2, 1999] §195.434 Avisos. Cada operador deberá mantener avisos visibles para el público donde los cuales rodearán cada estación de bombeo y área de tanque externo. Cada aviso deberá contener el nombre de operador y un número de teléfono en caso de emergencia. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.436 Seguridad de instalaciones. Cada operador deberá suministrar protección para cada estación de bombeo y de tanque externo y de otras instalaciones expuestas (como son trampas de lipiatubos) al vandalismo y a acceso no autorizado. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.438 Fumar o llamas abiertas. Cada operador deberá prohibir fumar o llamas abiertas en cada área de la estación de bombeo y en los tanques externo donde existe una posibilidad de derrame de líquido peligroso inflamable o de la presencia de vapores inflamables. [34 FR 15473, Oct. 4, 1969 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981] §195.440 Educación Pública. Cada operador deberá establecer un programa de

educación continuada para permitirle al público, a organizaciones gubernamentales y a personas comprometidas con actividades relacionadas con excavaciones, el reconocer una emergencia de la tubería de un líquido peligroso o del dióxido de carbono y para reportarlo al operador, o a los bomberos, policía u otros oficiales apropiados. El programa deberá ser realizado en inglés y en otros idiomas que son comúnmente comprendidos por un número de personas que comprenden o no el inglés en las áreas operativas del operador. [Correc. 195-15, 44 FR 41197, Jul. 16, 1979 as Corregido by Correc. 195-22, 46 FR 38357, Jul. 27, 1981; Correc. 195-45, 56 FR 26922, Jun. 12, 1991] §195.442 Programa de Prevención de Daños. (a) Excepto como en el párrafo (d) de eta sección, cada operador de una tubería enterrada deberá realizar de acuerdo con esta sección, un programa escrito para prevenir daños a las tuberías de actividades de excavación. Para el propósito de esta sección, el término “actividades de excavación” la cual incluye excavación, explotamiento, perforación, túneles, llenados, remoción de estructuras externas por medio de explosivos o mecánicos, y otras operaciones de movimiento de tierra. (b) Un operador podrá cumplir con cualquiera de los requerimientos del párrafo (c) de esta sección a través de la participación en el programa de servicios públicos, como es un sistema de una llamada, pero esta participación no le quita la responsabilidad al operador con el cumplimiento de esta sección. Sin embargo, un operador deberá realizar las tareas del párrafo (c)(3) de esta sección a través de la participación del sistema de una llamada, si este se clasifica como tal. En las áreas donde esta cubierta por más de un sistema de una llamada, donde el operador necesita solo unir uno de los sistemas calificados como una llamada, si existe una central de teléfonos para que los extractores llamen para obtener actividades de excavación, o si la sola llamada se podría comunicar con cada uno en estas áreas. El sistema de tubería del operador deberá estar cubierto por un sistema de una sola llamada. Para el propósito de esta sección, in sistema de una llamada es considerado como un “sistema de una llamada calificado” si este cumple con los


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requerimientos de la sección (b)(1) o (b)(2) de esta sección. (1) El estado ha adoptado un programa de prevención de daños bajo una llamada en el §198.37 de este capitulo; o (2) El sistema de una llamada: (i) esta opera de acuerdo con el §198.39 de este capitulo; (ii) Le suministra al operador de tubería una oportunidad similar al del participante voluntario para así tener responsabilidades en la administración; y (iii) Evaluar honorarios para un operador, la cual es proporcional a los costos de la cobertura del sistema de una llamada de la tubería del operador.. (c) El programa de prevención de daños requeridos en el párrafo (a) de esta sección deberá por lo menos: (1) Incluir actualmente la identidad de las personas que normalmente participan en actividades de excavación dentro de esta área donde se encuentra localizada la tubería. (2) Entrega para la notificación del público vecino de la tubería y la notificación de las personas identificadas en el párrafo (c)(1) de esta sección para advertirles sobre el programa de prevención contra daños: (i) La existencia y el propósito del programa; y (ii) Como aprender la ubicación de tuberías enterradas antes que comiencen las actividades de excavación. (3) Suministrar medios de recepción y de registro de notificaciones de las actividades de excavaciones planeadas. (4) Si el operador ha enterrado tubería en el área de las actividades de excavación, siempre y cuando la notificación actual de las personas que realizan la advertencia de su intención de excavación en las áreas marcadas temporalmente y como se debe identificar estas marcaciones. (5) Suministrar para la marcación temporal de tubería enterrada dentro del área de actividades de excavaciones antes, desde que sea práctico, que comience la actividad. (6) Suministrar para inspección de las tuberías que un operador cree que podría resultar dañado como resultado de las actividades de excavación: (i) La inspección deberá ser realizada tan frecuente como sea necesaria durante y después de las actividades para poder verificar la integridad de la tubería; y (ii) En el caso de explosiones, cualquier

inspección deberá incluir revisiones de escapes. (d) No se requiere un programa de prevención de daños para la siguiente tubería bajo esta sección: (1) Tubería localizada mar adentro. (2) Tubería a las cuales el acceso físico esta controlado por el operador. [Correc. 195-54, 60 FR 14646, Mar. 20, 1995 Corregido por Correc. 195-60, 62 FR 61695, Nov. 19, 1997] §195.444 Detección de Escapes CPM. Cada sistema de monitoreo computacional de detección de escapes en tuberías (CPM) instalado en una tubería de transporte de líquido peligroso un una sola fase (sin gas en el líquido) deberá cumplir con el API 1130 en el mantenimiento, prueba, mantenimiento de registros, en el entrenamiento del sistema. [Correc. 195-62, 63 FR 36373, Jul. 6, 1998] Áreas de alta consecuencia §195.450 Definiciones. Las siguientes definiciones se aplican a esta sección y §195.452: Dispositivo de Emergencia que restringe flujo o EFRD es una válvula check o de control remoto, así: (1) Válvula Checker es una válvula que permite fluir libremente en una sola dirección y que contiene un mecanismo para prevenir automáticamente el flujo del líquido en la otra dirección. (2) Válvula de control remoto o RCV es una válvula que esta operada desde un lugar remoto de donde se encuentra instalada la válvula. El RCV es usualmente operado por el control de supervisor y del sistema de adquisición de datos (SCADA). La unión entre el centro de control de tubería y el RCV puede ser por fibra óptica, microondas, líneas telefónicas o satelitales. Área de alta consecuencia es: (1) Una cuerpo de agua comercialmente navegable , el cual es un cuerpo de agua donde existe un parecido a la navegación comercial; (2) Área de alta población, la cual es un área urbanizada definida y delimitada por el Departamento de Censo, la cual contiene 50, 000 o más personas y que tiene una densidad


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poblacional de 1,000 personas por milla cuadrada; (3) Otra área poblada, la cual es un lugar, identificado y delimitado por el Departamento de Censo, el cual contiene una población concentrada que es incorporado o no en ciudades, pueblos, comisarías u otras áreas residenciales o comerciales; (4) Un área inusualmente sensitiva, definida en §195.6. [Correc. 195-70, 65 FR 75378, Dic. 1, 2000] Administración de la Integridad de la Tubería §195.452 Administración en la Integridad de la tubería en áreas de alta consecuencia. (a) Que tuberías están cubiertas por esta sección? Esta sección aplica a cada tubería de líquido peligroso y del dióxido de carbono que podría afectar un área de alta consecuencia, incluyendo cualquier tubería localizada en esta área, a menos que el operador demuestra efectivamente por medio de evaluación de riesgos que la tubería no podría afectar el área. (El apéndice C de esta parte suministra una guía en el determinar si la tubería podría afectar un área de alta consecuencia.) Las tuberías cubiertas son categorizadas así:: (1) La categoría 1 incluye tuberías existentes al 29 de mayo de 2001, que pertenecían a un operador o que operaba un total de 500 o más millas de tubería sujeta a este texto. (2) La categoría 2 incluye tuberías existentes al 29 de mayo de 2001, que pertenecían a un operador o que operaba menos de 500 millas de tubería sujeta a este texto. (3) La categoría 3 incluye tuberías construidas o convertidas después del 29 de mayo de 2001. (b) Que programas y prácticas deberán utilizar los operadores para administrar la integridad de la tubería? Cada operador de una tubería cubierta por esta sección deberá: (1) Desarrollar un programa escrito de integridad administrativa que trata los riesgos en cada uno de los segmentos de la tubería en la primera columna de la siguiente tabla pero que no es después de la fecha de la segunda columna: Tubería Fecha Categoría 1 Marzo 31, 2002 Categoría 2 Febrero 18, 2003

Categoría 3 Un año después de la fecha en que la tubería comienza a operar

(2) Incluye en el programa una identificación de cada tubería o de segmento de tubería en la primera columna de la siguiente tabla no después de la fecha de la segunda columna : Tubería Fecha Categoría 1 Diciembre 31, 2001 Categoría 2 Noviembre 18, 2002 Categoría 3 Fecha en que la tubería

comienza a operar (3) Incluye en el programa un plan para realizar las evaluaciones de la línea de tubo como se requiere en el párrafo (c) de esta sección. (4) Incluye en el programa un marco de trabajo que — (i) Trata cada elemento de la integridad del programa de administración bajo el párrafo (f) de esta sección, incluyendo una evaluación de integridad continua bajo el párrafo (j) de esta sección; y (ii) Indica inicialmente como se implementaran las decisiones para implementar cada elemento. (5) Implementar y seguir el programa. (6) Seguir las prácticas de industria reconocidas en la realización de esta sección, a menos que — (i) Esta sección especifica de lo contrario; o (ii) El operador demuestra que una práctica alternativa se soporta por una evaluación de ingeniería confiable y esta suministra un nivel público seguro y de protección ambiental. (c) Que deberá estar incluido en el plan de base de valorización? (1) Un operador deberá incluir cada uno de los siguientes elementos en el plan escrito de evaluación: (i) Los métodos seleccionados para evaluar la integridad de la línea de tubo y el operador deberá evaluar la integridad de está por medio de uno de los siguientes métodos. Los métodos que elige un operador para evaluar la baja frecuencia eléctrica de la resistencia de soldadura del tubo o de soldadura de revestimiento susceptible a fallas en la integridad de la costura longitudinal y de la detección de corrosión y de la deformación de anomalías. (A) Herramientas de inspección interna o capaces de detectar corrosión y deformaciones incluyendo abolladuras, gubia y estrías; (B) Prueba de presión realizada de acuerdo a la sección E de este documento; u


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(C) Otra tecnología con que el operador puede demostrar una comprensión equivalente a las condiciones de la línea del tubo. Un operador que selecciona esta opción deberá notificar la Oficina de Seguridad de Tubería (OPS) 90 días antes de realizar la evaluación, por medio de una notificación a la dirección o al fax especificado en el párrafo (m) de esta sección. (ii) Un programa que complementa la integridad de la evaluación; (iii) Una explicación para los métodos de la evaluación elegidos y la evaluación de los factores de riesgo considerados en el cronograma de evaluación. (2) Un operador deberá documentar, antes de implementar cualquier cambio en el plan, informando la modificación al plan y las razones para esta:. (d) Cuando deberán los operadores completar la base de evaluaciones? Los operadores deberán completar las evaluaciones así: (1) Periodos de Tiempo. Complete las evaluaciones antes de las siguientes fecha limite: Si la tubería es Entonces complete

la base de evaluaciones no después de la sig. Fecha de acuerdo al cronograma que le da prioridad a la evaluación.

Y evaluar al menos 50% de la línea de tubos sobre bases expeditas, comenzando con el alto riesgo de tubos, no después del

Categoría 1 Marzo 31, 2008 Septiembre 30, 2004 Categoría 2 Febrero 17, 2009 Agosto 16, 2005 Categoría 3 Fecha en que la

tubería comienza a operar

No aplica

(2) Evaluación anterior. Para satisfacer los requerimientos de los párrafos (c)(1)(i) de esta sección en la primer columna del siguiente cuadro, los operadores podrán utilizar la evaluación de integridad realizada después de la fecha de la segunda columna, si el método de evaluación de integridad cumple con esta sección. Sin embargo, si un operador utiliza esta evaluación anterior, el operador deberá reevaluar la línea del tubo de acuerdo al párrafo (j)(3) de esta sección. La tabla: Tubería Fecha Categoría 1 Enero 1, 1996 Categoría 2 Febrero 15, 1997 (3) Áreas recientemente identificadas. (i) Cuando la información esta disponible para el análisis (ver párrafo (g) de esta sección), o del mapa del Departamento de Censo, que la

densidad poblacional alrededor de un segmento de tubería ha cambiado para encontrarse bajo la definición en el §195.450 de un área de alta población o de otras área pobladas, el operador deberá incorporar el área en sus planes de evaluación como un área de alta consecuencia dentro de un año después que el área ha sido identificado. Un operador deberá completar al base de evaluación de cualquier línea de tubo que podría afectar el área recientemente identificado de alta consecuencia dentro de los siguientes cinco años desde la fecha de su identificación. (ii) Un operador deberá incorporar un área nueva inusualmente sensitiva en su plan de evaluación dentro del año en el cual se ha identificado el área. Un operador deberá completar la base de evaluación de cualquier tubo que podría afectar el área de consecuencia recientemente identificada dentro e los cinco años siguientes a su identificación. (e) Cuales son los factores de riesgo para establecer un plan de evaluación (para las evaluaciones de base y de integridad continua)? (1) Un operador deberá establecer un cronograma de evaluación de integridad que le da prioridad de evaluación a los segmentos de evaluación (ver párrafos (d)(1) y (j)(3) de esta sección). Un operador deberá basar el cronograma de evaluación en los factores de riesgo que reflejan las condiciones de riesgo del segmento de la tubería. Los factores que debe considerar un operador incluyen, pero no están limitados a: (i) Los resultados de evaluaciones de integridad anteriores, tipos de defectos, y los tamaños que puede identificar el método de evaluación y la tasa de crecimiento del defecto; (ii) Tamaño del tubo, material, información de fabricación, tipo y la condición del cubrimiento, y la clase del cordón; (iii) Historia de escapes, reparación y la historia catódica de la protección; (iv) Transporte del producto; (v) Nivel operativo de estrés; (vi) Actividades existentes o proyectadas en el área; (vii) Los factores ambientales locales que podrían afectar la tubería (es decir, corrosividad del suelo, subsidencia, climática); (viii) peligros geotécnicos; y (ix) Soporte físico a lo segmentos como son el puente de suspensión del cable.


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(2) El Apéndice C de este segmento suministra más detalle sobre los factores de riesgo. (f) Cuales son los elementos de un programa administrativo de integridad? Un programa administrativo de integridad comienza con el marco de trabajo inicial. Un operador deberá cambiar continuamente el programa para reflejar la experiencia operativa, de las conclusiones obtenidas de los resultados de las evaluaciones de integridad, y otros datos de mantenimiento y seguridad, y la evaluación de las consecuencias de una falla en un área de alta consecuencia. Un operador deberá incluir por escrito, por mínimo, cada uno de los siguientes elementos en el programa de integridad administrativa: (1) Un proceso para identificar que segmentos de tubería podrían afectar un área de alta consecuencia; (2) Un plan de evaluación de bases que cumple los requerimientos del párrafo (c) de esta sección; (3) Un análisis que integra toda la información disponible sobre la integridad e toda la tubería y de las consecuencias de una falla (ver el párrafo (g) de esta sección); (4) El criterio para las acciones remédiales para tratar los problemas de integridad por medio de los métodos de evaluación y del análisis de información (ver el párrafo (h) de esta sección); (5) Un proceso continuo de evaluación para mantener la integr idad de la tubería (ver el párrafo (j) de esta sección); (6) Identificación de medidas preventivas y de mitigación para proteger un área de alta consecuencia (ver párrafo (i) de esta sección); (7) Métodos para medir la efectividad de los programas (ver párrafo (k) de esta sección); (8) Un proceso para evaluar los resultados de evaluación de integridad y el análisis por personas calificadas para evaluar los resultados e información (ver párrafo (h)(2) de esta sección). (g) Que es una evaluación de informació n? Al evaluar periódicamente la integridad de cada segmento de tubería (párrafo (j) de esta sección), un operador deberá analizar toda la información disponible sobre la integridad de la tubería completa y de las consecuencias de una falla. Esta información incluye: (1) La información crítica para determinar lo potencial de, y para prevenir, daños debido a excavación, incluyendo actividades de prevención actuales y planeadas, y el desarrollo junto a los segmentos de la tubería;

(2) Datos coleccionados a través de la evaluación de integridad requerida bajo esta sección; (3) Datos coleccionados junto con otras inspecciones, pruebas, supervisión, y patrullajes requeridos por este texto, incluyendo monitoreo de control de corrosión y las encuestas de protección catódicas; y (4) La información sobre como podría una falla afectar un área de alta consecuencia, como la ubicación de un ingreso de agua. (h) Que acciones debería un operador tomar para tratar problemas de integridad? (1) Requerimientos generales. Un operador deberá tomar acción rápida para tratar todas las condiciones anómalas que pueda descubrir el operador a través de la evaluación de integridad o del análisis de información. Un operador deberá ser capaz de demostrar que el remedio de una condición garantizara que la condición no es una amenaza para la integridad de la tubería a largo plazo. Una reducción en la presión operativa no puede exceder 365 días sin que un operador tenga que tomar más medidas remédiales para preservar la seguridad de la tubería. Un operador deberá cumplir con §195.422 cuando realiza una reparación. (2) Descubrimiento de condiciones. El descubrimiento de una condición ocurre cuando un operador tiene la información adecuada para determinar que esta representa una amenaza de integridad a la tubería. Un operador deberá prontamente, pero no después de 180 días de la evaluación de la integridad, obtener suficiente información sobre una condición para efectuar dicha determinación, a menos que el operador pueda demostrar que los 180 días no son aplicables. (3) Cronograma para la evaluación y remedio . Un operador deberá completar la remediación de una condición de acuerdo al cronograma que da prioridad a las condiciones para estas. Si un operador no puede cumplir con el cronograma para una condición, el operador deberá justificar las razones por las cuales no pudo cumplir con el cronograma y que el nuevo cronograma no perjudicara la seguridad pública o la protección ambiental. Un operador deberá notificar el OPS si el operador no puede cumplir con el cronograma y no puede suministrar seguridad a través de una reducción temporal en la presión operativa. El operador deberá enviar una notificación a la dirección especificada en el


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párrafo (m) de esta sección. (4) Los requerimientos especiales para la remediación programada.(i)Condiciones de reparación inmediata. La evaluación de un operador y el cronograma de arreglo deberán entregar condiciones de reparación inmediata. Para poder mantener la seguridad, un operador deberá reducir temporalmente la presión operativa o apagar la tubería hasta que el operador complete la reparación de las condiciones. Un operador deberá calcular la reducción temporal en la presión operativa utilizando la formula en la sección 451.7 del ASME/ANSI B31.4 (incorporado por la referencia, ver §195.3). Un operador deberá tratar las siguientes condiciones como de reparación inmediata: (A) Pérdida de metal mayor a 80% de los muros nominales sin tener en cuneta las dimensiones. (B) Un cálculo de la fortaleza remanente del tubo muestra una presión predecible menor a la máxima presión operativa establecida en el lugar de la anomalía . Los métodos del cálculo remanente de fortaleza incluye, pero no limitado a, el ASME/ANSI B31G (“Manual para determinar la Fortaleza remanente de la tubería Corroída” (1991) o del Proyecto de Comité de Investigación de Tubería AGA PR-3-805 (“Un Criterio Modificado para Evaluar la Fortaleza Remanente de Tubos Corroídos” (Diciembre 1989)). Estos documentos están incorporados por referencia y están disponibles en las direcciones listadas en el §195.3. (C) Una abolladura localizada en la parte superior del tubo (sobre las posiciones de las 4 y 8 de reloj) la cual tiene una indicación de pérdida de metal, fisura o fatiga. (D) Una abolladura localizada en la parte superior del tubo (sobre las posiciones de las 4 y 8 de reloj) con una profundidad mayor al 6% del diámetro nominal del tubo. (E) Una anomalía que a juicio de la persona contratada por el operador para evaluar los resultados requieren inmediata acción. (ii) Condiciones de 60-días. Excepto para condiciones listadas en el párrafo (h)(4)(i) de esta sección, un operador deberá programar la evaluación y corrección de las siguientes condiciones 60 días después del descubrimiento de la condición. (A) Una abolladura localizada en la parte

superior del tubo (sobre las posiciones de las 4 y 8 de reloj) con una profundidad mayor a 3% del diámetro de la tubería (mayor a 0.250 pulgadas de profundidad del diámetro del tubo menos del tamaño nominal del tubo (NPS) 12). (B) Una abolladura localizada en el fondo de la tubería que tiene una indicación de pérdida de metal, fisura o fatiga. (iii) Condición de 180 días. Excepto para las condiciones listadas en el párrafo (h)(4)(i) o (ii) de esta sección, un operador deberá programar la evaluación y arreglo de lo siguiente dentro de 180 días del descubrimiento de la condición: (A) Una abolladura de profundidad con una profundidad mayor a 2% del diámetro de la tubería (0.250 pulgadas de profundidad para el diámetro de la tubería menor a NPS 12) que afecta la curvatura de una soldadura o de un cordón longitudinal. (B) Una abolladura localizada en la parte superior del tubo (sobre las posiciones de las 4 y 8 de reloj) con una profundidad mayor al 2% del diámetro de la tubería (0.250 pulgadas de profundidad del diámetro del tubo menos que el NPS 12). (C) Una abolladura localizada en el fondo de la tubería con una gran profundidad mayor a 6% del diámetro de la tubería. (D) Un cálculo de la fortaleza restante de la tubería que muestra una prueba operativa que es menor a las presiones operativas mínimas establecidas en el lugar de la anomalía. Los métodos remanentes del cálculo de fuerza incluyen, pero no se limitan a, el ASME/ANSI B31G (“Manual para determinar la Fortaleza remanente de la tubería Corroída” (1991)) o Proyecto de Comité de Investigación de Tubería AGA PR-3-805 (“Un Criterio Modificado para Evaluar la Fortaleza Remanente de Tubos Corroídos” (diciembre 1989)). Estos documentos están incorporadas por la referencia y están disponibles para las direcciones listadas en §195.3. (E) Un área de corrosión general con una gran pérdida de un metal predecible mayor a 50% de la pared nominal. (F) Pérdida de metal mayor a 50% de la pared nominal que esta localizada en el cruce de otra tubería, o esta en la misma área de la circunferencia de corrosión, o esta en un área que podría afectar la soldadura girth. (G) Una indicación potencial de fisura que


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cuando se excava efectivamente se determina como una fisura. (H) La corrosión de o a través de el cordón de soldadura longitudinal. (I) Una gubia o ranura mayor a 12.5% de la pared nominal. (iv) Otras Condiciones. Adicionalmente a las condiciones listadas en el párrafo (h)(4)(i) a través de esta sección, un operador deberá evaluar cualquier condición identificada por una evaluación de integridad o análisis de información que podría desgastar la integridad de la tubería, y si es apropiado, programas la condición de la reparación. El Apéndice C de este texto contiene unas guías que conciernen otras condiciones que debería evaluar un operador. (i) Que medidas preventivas y de mitigación debería tomar el operador para proteger las áreas de alta consecuencia? (1) Requerimientos Generales. Un operador deberá tomar medidas para prevenir y mitigar las consecuencias de una falla en la tubería que podría afectar un área de alta consecuencia. Estas medidas incluyen realizar un análisis de riesgo del segmento de tubería para identificar acciones adicionales para fortalecer la seguridad pública o de la protección ambiental. Estas acciones podrán incluir, pero no se limitan a, implementar las mejores prácticas de prevención de daños, mejor monitoreo de la protección catódica donde la corrosión es un problema, estableciendo intervalos de inspección mas cortos, instalando EFRDs en los segmentos de tubería, que modifica los sistemas que monitorean la presión y detecta escapes, suministrando un entrenamiento adicional al personal en procedimientos de respuesta, realizando perforaciones de emergencia con perforadores locales y adoptando otros controles administrativo. (2) Criterio de análisis de riesgo. Identificando la necesidad para medidas preventivas y de mitigación adicionales, un operador deberá evaluar la probabilidad de la emisión de una tubería y como esto podría afectar el área de alta consecuencia. Esta determinación deberá considerar todos los factores relevantes de riesgo, incluyendo pero no limitado a: (i) El terreno que rodea el segmento de tubería, incluyendo los sistemas de drenaje como arroyos pequeños y otros cuerpos de agua pequeños que podrían actuar como un conductor para el área de alta consecuencia;

(ii) Perfil de elevación; (iii) Características del producto transportado; (iv) Cantidad de producto que podría ser emitido; (v) Posibilidad de un derrame en una granja después que un drenaje es botado al agua; (vi) Zanjas junto a los cruces de carretera donde están las tuberías; (vii) Soporte físico del segmento de tubería como son la suspensión puente de cable; (viii) Exposición de la tubería a la presión operativa que excede la máxima presión operativa establecida. (3) Detección de escapes. Un operador deberá tener los medios para detectar escapes en su sistema de tubería. Este debe evaluar la capacidad de lo que significa la detección de escapes, tan necesario para proteger el área de alta consecuencia. La evaluación de un operador deberá por lo menos, considerar los siguientes factores de longitud y del tamaño de la tubería, el tipo de producto transportado, la rapidez para detectar el escape, la ubicación más cercana del personal de respuesta, historia de escapes y los resultados de una evaluación de riesgos. (4) Dispositivo de Emergencia que restringe flujo (EFRD). Si un operador determina que un EFRD es necesario en un segmento de tubería para así proteger un área de alta consecuencia en caso de un escape de líquido peligroso, un operador deberá instalar el EFRD. Al tomar esta determinación, un operador deberá por lo menos, considerar los siguientes factores, la rapidez para detectar el escape y las capacidades de apagado de la tubería, el tipo de producto transportado, la tasa potencial del escape, el volumen que puede ser liberado, el perfil de la topografía o de la tubería, la potencialidad de un incendio, proximidad a las fuentes de energía, ubicación más cercana del personal de respuesta, terreno especifico entre el segmento de tubería y el área de alta consecuencia, y los beneficios esperados para reducir el tamaño del derrame. (J) Que es un proceso continuo de evaluación para mantener la integridad de la tubería? (1) General. Después de realizar la evaluación de integridad, un operador deberá continuar evaluar la línea del tubo a intervalos específicos y evaluando periódicamente la integridad de cada segmento de tubería que podría tener un efecto en el área de alta consecuencia. (2) Evaluación. Un operador deberá realizar una evaluación periódica a medida que sea necesaria


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para garantizar la integridad de la tubería. Un operador deberá basar la frecuencia de su evaluación en los factores de riesgo específicos a su tubería, incluyendo los factores especificados en el párrafo (e) de esta sección. La evaluación deberá considerar los resultados de la base y las evaluaciones de la integridad periódica, análisis de la información (párrafo (g) de esta sección), y las decisiones sobre la remediación y acciones preventivas y de mitigación (párrafos (h) e (i) de esta sección). (3) Intervalos de Evaluación. Un operador deberá establecer intervalos que no exceden cinco (5) años para la continuidad de la evaluación de la integridad de la tubería. Un operador deberá basar los intervalos de evaluación en el riesgo de la línea de tubo que afecta el área de alta consecuencia para determinar la prioridad en la evaluación de intervalos basados en los factores especificados en el párrafo (e)de esta sección, el análisis de los resultados de la última evaluación de integridad y del análisis de información requerida por el párrafo (g) de esta sección. (4) La variación de los intervalos de 5 años en situaciones limitadas.(i)Base de Ingeniería. Un operador podrá justificar una base de ingeniería para intervalos de evaluación más largos en un segmento de la línea de tubería. La justificación deberá ser respaldada por una evaluación confiable de ingeniería, combinada con el uso de otra tecnología, tal como tecnología de monitoreo externo, la cual suministra una comprensión en la condición de una línea de tubos equivalente a la cual puede ser obtenida de los métodos de evaluación permitidos en el párrafo (j)(5) de esta sección. Un operador deberá notificar OPS, 270 días antes del final de los 5 años (o menos) intervalos de la justificación para un intervalo largo, y proponer un intervalo alternativo. Un operador deberá enviar la notificación a la dirección especificada en el párrafo (m) de esta sección. (ii) Tecnología no disponible. Un operador podrá requerir un periodo mas prolongado de para la evaluación de un segmento de la línea de tubo (por ejemplo, porque la inspección tecnológica interna no esta disponible). Un operador deberá justificar las razones por las cuales no pudo cumplir con el periodo de evaluación y deberá demostrar las acciones que ha tomado para evaluar la integridad de segmento de la tubería de forma interina. Un operador deberá notificar

OPS, dentro de 180 días antes que se finalicen los cinco años (o menos), el intervalo que el operador pueda requerir para una evaluación de intervalo más prolongada y entregar un estimado sobre cuando se puede completar la evaluación. Un operador deberá enviar una notificación a la dirección especificada en el párrafo (m) de esta sección. (5) Métodos de Evaluación. Un operador deberá evaluar la integridad de la línea del tubo por cualquiera de los siguientes métodos. Los métodos que elige un operador para evaluar la baja frecuencia de la resistencia eléctrica del tubo soldado o del exceso de soldadura susceptible a la falla longitudinal del cordón y de la detección de corrosión y de las anomalías de deformación. (i) La herramienta de inspección interna o las herramientas capaces de detectar corrosión y las anomalías de deformación, incluyen abolladuras, gubias y ranuras; (ii) Prueba de presión realizada de acuerdo a la sección E de este texto; u (iii) Otra tecnología que el operador prueba que puede suministrar una comprensión equivalente de la condición de la línea de tubos. Un operador que selecciona esta opción deberá notificar a la dirección o al fax especificado en el párrafo (m) de esta sección.

(6) Sin embargo, para la resistencia de baja frecuencia eléctrica o de la soldadura de revestimiento susceptible a la falla de cordón longitudinal, un operador deberá elegir el método de evaluación de integridad capaz de evaluar la integridad del cordón y detectando la corrosión o las anomalías de deformación. (K) Que métodos se pueden utilizar para medir la efectividad del programa? El programa de un operador deberá incluir los métodos para medir si el programa es efectivo en la evaluación de la integridad de cada segmento de tubería y en la protección de las área de alta consecuencia. Ver Apéndice C de esta parte para la guía sobre métodos que pueden ser utilizados para evaluar la efectividad del programa. (L) Que registros deberán ser mantenidos? (1) Un operador deberá mantener para la revisión durante una inspección: (i) Un programa escrito de la integridad administrativa de acuerdo con el párrafo (b) de esta sección. (ii) Documentos para soportar las decisiones y análisis, incluyendo las justificaciones,


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variaciones,. Desviaciones y las determinaciones realizadas, las acciones tomadas para implementar y evaluar cada elemento del programa de integridad administrativa detallado en el párrafo (f) de esta sección. (2) Vea el apéndice C de este ejemplo para ejemplos de registros de un operador que podría requerir ayuda. (M) Donde envía un operador una notificación? Un operador deberá enviar una notificación requerid por esta sección al Gerente de Recursos de Información, Office of Pipeline Safety, Research and Special Programs Administration, U.S. Department of Transportation, Room 7128, 400 Seventh Street SW, Washington DC 20590, or to the facsimile number (202) 366-7128. [Correc. 195-70, 65 FR 75378, Dic. 1, 2000 as Corregido by Correc. 195-74, 67 FR 1650, Ene. 14, 2002; Correc. 195-76, 67 FR 2136, Ene. 16, 2002, Correc. 195-76a, 67 FR 46911, Jul. 17, 2002] Sección G — Calificación del Personal de Tubería §195.501 Alcance. (a) Esta sección detalla los requerimientos mínimos para las calificaciones del operador de los individuos que realizan tareas en las instalaciones de tubería. (b) Para el propósito de esta sección, una tarea es una actividad identificada por el operador, que: (1) Se realiza en una instalación de tubería; (2) Son tareas de operaciones o mantenimientos; (3) Se realiza como un requerimiento de este texto; y (4) Afecta la operación o la integridad de una tubería. [Correc. 195-67, 64 FR 46853, Ago. 27, 1999 as Corregido by Correc. 195-72, 66 FR 43523, Ago. 20, 2001] §195.503 Definiciones. Condiciones de operaciones anormales es una condición identificada por el operador que puede indicar una falla del componente o de la desviación de las operaciones normales que pueden a: (a) indicar una condición que excede los limites de diseño; o (b) que resulte en peligro para personas,

propiedad o del ambiente. Evaluación es un proceso, establecido y documentado por el operador para determinar la habilidad de un individuo para realizar una tarea de la siguiente forma: (a) Examen escrito; (b) Examen oral ; (c) Experiencia laboral; (d) Observación durante: (1) el desempeño en el trabajo, (2) entrenamiento en el trabajo, o (3) simulaciones; (e) Otras formas de evaluación. Calificado es que un individuo ha sido evaluado y puede: (a) Realizar tareas asignadas, y (b) reconocer y reaccionar a las condiciones operativas anormales. [Correc. 195-67, 64 FR 46853, Ago. 27, 1999 as Corregido by Correc. 195-72, 66 FR 43523, Ago. 20, 2001] §195.505 Programa de calificación. Cada operador tendrá y seguirá un programa escrito de calificación. El programa incluirá los detalles para: (a) Identificar las tareas; (b) Garantizar a través de evaluaciones que los individuos que realizan las tareas son calificados; (c) Permita a los individuos, que no han clasificado y presentan una prueba, realizar una tarea bajo la supervisión directa de un individuo que ha calificado; (d) Evalué a un individuo si el operador cree que el desempeño de este puede cubrir una tarea que es considerado en el accidente como esta definido en la sección 195; (e) Evalué a un individuo si el operador cree tener razón en que el individuo ya no esta calificado para realizar una tarea; (f) Comunique los cambios realizados a las atareas a aquellos individuos que están realizando estas; e (g) Identifique las tareas y los intervalos que requieren las calificaciones de los individuos. [Correc. 195-67, 64 FR 46853, Ago. 27, 1999] aa §195.507 Control de Registros. Cada operador deberá mantener registros que mantienen el cumplimiento con esta sección.


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(a) La calificación de los registros incluirán: (1) Identificación de los individuos calificados; (2) Identificación de las tareas para la cual están calificados los individuos; (3) Fecha(s) de la actual calificación; y (4) Método(s) de Calificación. (b) Se debe mantener registros de respaldo de los individuos mientras que este esté realizando el trabajo. Los registros de calificaciones anteriores y de los individuos que ya no realizan tareas se mantendrán por un periodo de cinco años. [Correc. 195-67, 64 FR 46853, Ago. 27, 1999] §195.509 General. (a) Los operadores deberán tener un programa escrito de las calificaciones al 27 de Abril de 2001. (b) Los operadores deberán completar la calificación de individuos que realizan tareas al 28 de octubre de 2002. (c) La revisión de la experiencia laboral puede ser como un único método de evaluación para individuos que realizaban una tarea antes del 26 de octubre de 1999. (d) Después del 28 de octubre de 2002, la experiencia laboral puede ser utilizada como un único método de evaluación. [Correc. 195-67, 64 FR 46853, Ago. 27, 1999 as Corregido by Correc. 195-72, 66 FR 43523, Ago. 20, 2001] Sección H —Control de Corrosión §195.551 Que cubren las regulaciones en esta sección? Esta sección detalla los requerimientos mínimos para proteger los tubos de hierro contra la corrosión. [Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.553 Que definiciones especiales se aplican a esta sección? Como se utiliza en esta sección— La corrosión activa es una corrosión continua, a menos que sea controlada, podría resultar en una condición la cual es detrimento para la seguridad del público o del ambiente. Enterrado es que esta cubierto o en contacto con la tierra. Revisión eléctrica es una serie de lecturas

cercanas entre el tubo y el suelo, sobre una tubería la cual es subsiguientemente analizada para identificar donde se esta llenando una corriente corrosiva. Ambiente de Tubería incluye resistencia de tierra (alta o baja), humedad de tierra (húmeda o seca), contaminantes de tierra que pueden promover la actividad corrosiva, y otras condiciones conocidas que podrían afectar la probabilidad de actividad corrosiva. Usted se refiere al operador. [Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.555 Cuales son las calificaciones para los supervisores? Usted deberá requerir y verificar que los supervisores mantienen un conocimiento profundo sobre la parte de los procedimientos de control de corrosión establecidos bajo el §195.402(c)(3) para el cual son los responsables de su cumplimiento. [Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.557 Que oleoductos deberían tener una capa externa de control de corrosión? Excepto para la parte inferior de los tanques externos, cada tubería enterrada o sumergida deberá tener un capa externa que protege contra la corrosión externa si la tubería es — (a) Construido, reubicado, reemplazado, o de lo contrario cambiado después de la fecha aplicable en §195.401(c), que no incluye el movimiento del tubo cubierto por §195.424; o (b) Convertido bajo §195.5 y — (1) Tiene una capa externa que sustancialmente cumple con el §195.559 antes que el tubo se coloque en servicio; o (2) Si es un segmento que es reubicado, reemplazado o sustancialmente alterado. [Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.559 Que material de corrosión puedo utilizar para el control externo? El material de capa para corrosión externa bajo el §195.557 deberá — (a) Ser designado para mitigar la corrosión de tubería enterrada o sumergida; (b) Tener suficiente adhesión a la superficie del metal para prevenir la migración de humedad por debajo de la película; (c) Que sea suficientemente dúctil para resistir fisuras; (d) Tener suficiente fortaleza para resistir el daño debido al manejo y al estrés de tierra; (e) Soportar cualquier protección suplementaria


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catódica; y (f) Si la capa es de tipo de aislamiento, que tenga baja absorción de humedad y que tenga alta resistencia a la electricidad. [Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.561 Cuando debo inspeccionar la capa de la tubería para el control de corrosión externa? (a) Usted deberá inspeccionar toda la capa externa requerida por §195.557 antes de colocar el tubo en la zanja o de sumergir el tubo. (b) Usted deberá reparar cualquier daño de la capa. [Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.563 Que tuberías deberían tener protección catódica? (a) Cada tubería enterrada o sumergida que es construida, reubicada, reemplazada o de lo contrario cambiada después de la fecha aplicable en §195.401(c), la cual tiene protección catódica. La protección catódica deberá estar en operación no después de i año después que la tubería ha sido construida, reubicada, reemplazada o de lo contrario cambiada, si aplica. (b) Toda tubería enterrada o sumergida, convertida bajo el §195.5 deberá tener una protección catódica si esta — (1) Tiene una protección catódica que sustancialmente cumple con §195.571 antes que comience a operar la tubería; o (2) Es un segmento que esta reubicado, reemplazado o sustancialmente alterado. (c) Todas las tuberías enterradas o sumergidas que tienen una capa externa la cual deberá tener una protección catódica.1 Excepto por el párrafo (d) de esta sección, que no aplica los tanques extranjeros y no aplica a la tubería enterrada en áreas de tubos externos y en las estaciones de bombeo hasta el 29 de diciembre de 2003. (d) Tuberías sin nada, áreas de tanques externos enterrados la cual deberá tener una protección catódica en lugares donde las regulaciones vigentes antes del 28 de enero de 2002 las cuales requerían protección catódica como resultado de inspecciones eléctricas. Ver ediciones anteriores de este texto 49 CFR, partes 186 a la 199. (e) La tubería desprotegida deberá tener una

1 Una tubería no tiene una capa externa de material efectivo si la capa actualmente requerida para proteger el tubo catodicamente es sustancialmente las mismas si el tubo no tuviese nada.

protección catódica si es requerido por §195.573(b). [Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.565 Como puedo instalar una protección catódica en tanques de salida? Después del 2 de octubre de 2000, cuando usted instala la protección catódica bajo §195.563(a) para proteger el fondo de un tanque externo de mas de 500 barriles (79.5m3) de capacidad construido bajo las especificaciones API 12F, Estándar API 620, o el Estándar API 650 (o de su predecesor el estándar 12C), usted deberá instalar el sistema de acuerdo con la Práctica Recomendable con el API 651. Sin embargo, la instalación del sistema no necesita cumplir con la Práctica Recomendable con el API 651 sobre cualquier tanque, para el cual se observará en los procedimientos del control de corrosión establecido bajo §195.402(c)(3), mientras que el cumplimiento con todas o ciertas provisiones para las Prácticas Recomendables del API 651 no es necesario para la seguridad del tanque. [Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.567 Que oleoductos deberán tener pruebas de plomo y como instalo y mantengo este plomo? (a) General. Excepto para tuberías mar adentro, cada tubería enterrada o sumergida o segmento de tubería requerida bajo protección catódica la cual es requerida bajo esta sección deberá tener pruebas conductoras eléctricas para control de corrosión externa. Sin embargo, este requerimiento no se aplica hasta el 27 de diciembre de 2004 a la tubería o a los segmentos de esta, sobre las cuales las pruebas de conductores no son requeridas por regulaciones vigentes antes del 28 de enero de 2002. (b) Instalación. Usted deberá la prueba de conductores así: (1) Ubique los conductores a intervalos frecuentes hasta obtener las medidas eléctricas indicando lo adecuado de la protección catódica. (2) Suministrar suficiente looping o serpenteo para que este no estrese o rompa el conductor y que este permanezca seguro y eléctricamente conductivo. (3) Prevenir que los conductores concentraciones de estrés en el tubo. (4) Para conductores instalados en los tubos, se debe aislar adecuadamente el conductor del tubo.


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(5) En la conexión a la tubería, se debe cubrir cada cable de prueba y área metálica con un material aislante eléctrico compatible con la capa de la tubería y con el aislamiento del cable. (c) Mantenimiento. Usted deberá mantener los cables conductores de prueba en condiciones que le permitan obtener medida eléctricas para determinar si la protección catódica cumple con §195.571. [Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.569 Debo examinar porciones expuestas de tubería enterrada? Cunado usted sabe que una parte de la tubería esta expuesta, usted deberá examinar la porción expuesta para tener evidencia de la corrosión externa si el tubo esta pelado o si se ha deteriorado la capa. Si usted encuentra que la corrosión externa requiere medidas correctivas bajo el §195.585, usted deberá investigar circunferencialmente o longitudinalmente más allá de la porción expuesta (verificación visual, método indirecto, o ambas) para determinar si corrosión adicional requiere acciones remediales existentes alrededor de la porción expuesta. [Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.571 Que criterio debo usar para determinar lo adecuado de la protección catódica? La protección catódica requerida por esta sección deberá cumplir con una o más de los criterios aplicables y de las otras consideraciones para la protección catódica contenida en los párrafos 6.2 y 6.3 del Estándar NACE RP0169-96 (incorporado por referencia, ver §195.3). [Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.573 Que debo hacer para monitorear el control externo de corrosión? (a) Tubos protegidos. Usted deberá realizar lo siguiente para determinar si la protección catódica requerida por esta sección cumple con el §195.571: (1) Realizar pruebas sobre las tuberías protegidas por lo menos una vez al año pero con intervalos que no exceden los 15 meses. Sin embargo, si las pruebas a estos intervalos no son prácticos para secciones cortas descubiertas o tubería no cubiertas, las pruebas se pueden realizar una vez cada 3 años, pero con intervalos que no exceden 39 meses.

(2) Identificar antes del 29 de diciembre de 2003 o no mayor a 2 años antes que se instalo la protección catódica, la que ocurra después, las circunstancias en las cuales un investigación de intervalo cerrado o de tecnología comparable la cual es practicable y necesaria para cumplir con los objetivos del párrafo 10.1.1.3 del Estándar NACE RP0169-96 (incorporado por referencia, ver §195.3). (b) Tubo desprotegido. Usted deberá reevaluar su tubo enterrado o sumergido y proteger catódicamente el tubo en las áreas donde se descubre corrosión, así: (1) Determine las áreas de corrosión activa por medio de revisión catódica o donde se puede practicar una revisión eléctrica, por otros medios que incluyen la revisión, y análisis de las reparaciones de escapes e inspección de registros, monitoreo de registros de corrosión, inspección de registros de tubos expuestos y del ambiente de la tubería. (2) El periodo aparece en la primera columna y en la segunda se detalla la frecuencia de la evaluación. Periodo Frecuencia de evaluación Antes del 29 de diciembre de 2003

Al menos una vez cada 5 años, pero que no exceda 63 meses

Al comienzo del 29 de diciembre de 2003

Al menos una vez cada 3 años, pero que no exceda 39 meses

(c) Rectificadores y otros dispositivos. Usted deberá verificar eléctricamente para obtener el desempeño apropiado para cada dispositivo en la primera columna y de la frecuencia establecida en la segunda columna. Dispositivo Frecuencia de

verificación Rectificar Reversar switches actuales Diódos Interferencia cuya falla podría afectar la protección estructural

Al menos 6 veces cada año, pero que no exceda 2 1/2 meses

Otros bonos de interferencia

Al menos una vez cada año, pero que no exceda intervalos de 15 meses

(d) Tanques externos. Usted deberá inspeccionar cada sistema de protección catódica utilizada para controlar la corrosión en


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el fondo de un tanque externo para garantizar que la operación y el mantenimiento de los sistemas se encuentran en cumplimiento con la Prácticas Recomendadas API 651. Sin embargo, esta inspección no se requiere si usted observa los procedimientos de control de corrosión establecidos bajo el §195.402(c)(3), mientras que el cumplimiento con todas o ciertas operaciones y las provisiones del mantenimiento de las Prácticas Recomendadas API 651 si no es necesario para la seguridad del tanque. (e) Acción correctiva. Usted deberá corregir cualquier deficiencia en el control de corrosión como esta requerido por el §195.401(b). Sin embargo, si la deficiencia involucra una tubería en un programa de integridad administrativa bajo el §195.452, usted deberá corregir la deficiencia como en el §195.452(h). [Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.575 Que instalaciones debería aislar electrónicamente y que inspecciones, pruebas y prevenciones se requieren? (a) Usted deberá mantener aislado eléctricamente cada tubo enterrado o sumergido de cualquier estructura metálica, a menos que se interconecte eléctricamente y proteja catodicamente la tubería y las otras estructuras como una sola unidad. (b) Usted deberá instalar uno o más dispositivos de aislamiento donde es necesario el aislamiento eléctrico de una porción del tubo para así aplicar fácilmente el control de corrosión. (c) Usted deberá inspeccionar y probar eléctricamente cada aislamiento eléctrico para garantizar que esta sea la adecuada. (d) Si usted instala un dispositivo de aislamiento en un área donde es previsible que existe un atmósfera de combustible, usted deberá tomar las medidas necesarias para evitar arcos. (e) Si una tubería se encuentra en proximidades a torres de transmisión eléctrica, cables a tierra o contrapeso, o en otras áreas donde es previsible ver fallas de corriente o riesgos inusuales de relámpagos, usted deberá proteger la tubería contra daños de las fallas en la corriente y de truenos al tomar las medidas protectivas con dispositivos de aislamiento. [Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.577 Que debo hacer para aliviar la interferencia de corrientes? (a) Para tuberías expuestas a corrientes pérdidas usted deberá tener un programa para identificar,

probar y minimizar los efectos deprimentes de estas corrientes. (b) Usted deberá diseñar e instalar cada sistema de corriente o nodo galvanizado para minimizar cualquier efecto adverso sobre las existentes estructuras metálicas adyacentes. [Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.579 Que debo hacer para mitigar la corrosión interna? (a) General. Si usted transporta cualquier líquido peligroso o el dióxido de carbono que podría corroer la tubería, usted deberá investigar el efecto corrosivo de los líquidos peligroso o del dióxido de carbono que este tendrá en la tubería y así tomar los pasos adecuados para mitigar la corrosión interna. (b) Inhibidores. Si usted utiliza inhibidores de corrosión para mitigar la corrosión interna, usted deberá — (1) Use inhibidores en suficientes cantidades para proteger la parte completa del sistema de tubería para los cuales son diseñados los inhibidores; (2) Utilice cupones u otro equipo para determinar la efectividad de los inhibidores en la mitigación interna de corrosión; y (3) Examine los cupones u otros equipos de monitoreo por lo menos dos veces al año, pero con intervalos que no excedan los 7 1/2 meses. (c) Retirando un tubo. Cuando usted retire un tubo de la tubería, usted deberá inspeccionar la superficie interna para verificar si existe corrosión. Si usted encuentra corrosión interna la cual requiere medidas correctivas internas bajo el §195.585, usted deberá investigar circunferencialmente y longitudinalmente más allá del tubo retirado (examen visual, método indirecto o ambos) para determinar si se requiere medidas remédiales contra la corrosión en las proximidades del tubo retirado. (d) Tanques externos. Después del 2 de octubre de 2000, cuando usted instala un tanque de fondo en un tanque externo construido con las especificaciones API 12F, Estándar API 620, o el Estándar API 650 (o su predecesor el Estándar 12C), Usted deberá instalar el lineamiento de acuerdo a las Recomendaciones Prácticas API 652. Sin embargo, las instalaciones de lineamiento no necesitan cumplir con las Prácticas recomendadas 652 en cualquier tanque donde usted observa procedimientos de control de


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corrosión que esta establecida bajo el §195.402(c)(3) para el cumplimiento con todas o ciertas provisiones de las Prácticas Recomendadas API 652 la cual no es necesaria para la seguridad de l tanque. [Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.581 Que tuberías debería proteger contra la corrosión atmosférica y que capa de material puedo utilizar? (a) Usted deberá limpiar y cubrir la capa de cada tubería o porción que se encuentra expuesto al atmósfera, excepto para los tubos bajo el párrafo (c) de esta sección. (b) El material de la capa deberá ser compatible con la prevención de la corrosión atmosférica. (c) Excepto las porciones de las tuberías mar adentro en las zonas de agua o tierra – a las interfaces de aire, que usted no necesita proteger contra la corrosión atmosférica para la cual usted puede demostrar por pruebas, investigación o por medio de una experiencia apropiada al ambiente de la tubería, que la corrosión de la tubería — (1) Solo será una leve capa de oxido; o (2) Que no afectará la segura operación de la tubería antes de la próxima inspección programada. [Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.583 Que debo hacer para monitorear el control de corrosión atmosférica? (a) Usted deberá inspeccionar cada tubería o porción de tubería que esta expuesta a la atmósfera para evidenciar la corrosión atmosférica, así: Si la tubería esta localizada en:

Entonces la frecuencia de la inspección será:

Costero Al menos una vez cada 3 años, pero que no exceda 39 meses

Mar Adentro Al menos una vez cada año, pero que no exceda 15 meses

(b) Durante inspecciones usted deberá prestar particular atención a las interfaces de tubo a tierra a aire, bajo aislamiento térmico, bajo capas desatadas, en soportes de tubos, en áreas humedales, en penetraciones de cubierta y en espacios sobre el agua. (c) Si usted encuentra corrosión atmosférica durante su inspección, usted deberá suministrar protección en contra de la corrosión como es requerida por §195.581.

[Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.585 Que debo hacer para arreglar tubos corroídos? (a) Corrosión General. Si usted encuentra un tubo completamente corroído que el grosor de la pared de este es menor al requerido para la máxima presión operativa de la tubería, usted deberá reemplazar el tubo. Sin embargo, usted no necesita reemplazar el tubo si usted — (1) Reducir la máxima presión operativa que requiere el tubo para el servicio basado en el grosor de la pared actual; o (2) Reparar el tubo por el método que muestran las pruebas confiables de ingeniería y análisis que restauran el servicio del tubo. (b) Localización de fisura de corrosión. Si usted encuentra un tubo al cual se le ha ubicado una fisura a tal grado que podría resultar en un escape, usted podrá reemplazar o reparar el tubo, a menos que usted reduzca la máxima presión operativa conmensurada con la fuerza del tubo basado en el grosor restante del tubo en las fisuras. [Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.587 Que métodos están disponibles para determinar la fortaleza de tubería corroída? Bajo el §195.585, usted podrá utilizar el procedimiento ASME B31G, “Manual para Determinar la Restante Fortaleza de Tubería Corroída,” o los procedimientos desarrollados por AGA/Battelle, “Un Criterio Modificado para Evaluar la Fortaleza Restante del Tubo Corroído (con RSTRENG disk),” para determinar la fuerza del tubo corroído basado en el grosor de la pared del tubo. Estos procedimientos aplican a las regiones corroídas que no penetran la pared del tubo, sujeto a las limitaciones establecidas en los respectivos procedimientos. [Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] §195.589 Que información de control de corrosión debería mantener? (a) Usted deberá mantener registros actuales o mapas para mostrar la ubicación de — (1) Proteger catódicamente las tuberías; (2) Protección catódica de instalaciones, incluyendo los nodos galvanizados, instalados después del 28 de enero de 2002; y (3) Estructuras vecinas relacionadas a los sistemas de protección catódica.


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(b) Registros o mapas que muestran un número de ánodos, instalados de manera espaciada, las cuales no necesariamente necesitan cada ánodo enterrado. (c) Usted deberá mantener un registro para cada análisis, verificación, demostración, examinación, inspección, investigación, revisión, encuesta y pruebas requeridas por esta sección en suficiente detalle para demostrar lo adecuado de las medidas de control de corrosión o que no existe esa corrosión que requiera estas medidas de control. Se debe guardar estos documentos por los menos por 5 años, excepto para los registros relacionados a §§ 195.569, 195.573(a) y (b), y 195.579(b)(3) y (c) deberá ser retenida por el tiempo que dure en servicio la tubería. [Correc. 195-73, 66 FR 66993, Dic. 27, 2002] APÉNDICE A — DESCRIPCION ENTRE JURISDICCION FEDERAL Y ESTATAL – ESTADO E INTERPRETACION DE LAS POLITICAS DE LA AGENCIA En 1979, el Congreso emitió una legislación comprensiva de seguridad que gobierna el transporte por tubería de líquido peligroso, de la Ley de Seguridad para Tuberías de Líquidos Peligroso de 1979, 49 U.S.C. 2001 et seq. (HLPSA). El HLPSA expandió la autoridad estatutaria existente para las regulaciones de seguridad, la cual se limito al transporte por transportadores interestatales comunes y del comercio extranjero, para el transporte que afecta los transportadores interestatales comunes y del comercio extranjero. También agregó sanciones penales, orden de cumplimiento y orden de las autoridades para las sanciones criminales existentes. Modelado por medio de la Ley de Seguridad de Tubería de Gas Natural de 1968, 49 U.S.C. 1671 et seq. (NGPSA), el HLPSA le suministra un programa de seguridad nacional para la seguridad de tubería de líquidos peligrosos con estándares mínimos nacionales y con una administración a través de la sociedad federal - estatal. El HLPSA deja regulaciones exclusivas Federales y fortalece las "instalaciones de tubería interestatales," de aquellas utilizadas para las tuberías de transporte de líquidos peligrosos interestatales o de comercio exterior. Para las restantes instalaciones de tubería, denominadas como "instalaciones de tuberías interestatales," el HLPSA establece que las mismas regulaciones Federales se aplicaran a menos que un Estado

certifique que este asumirá las responsabilidades. Un Estado certificado deberá adoptar los mismos estándares mínimos, pero podrá adicionar estándares adicionales desde que sean compatibles. Por lo tanto, en estados que participan en el programa de seguridad de tuberías de líquido peligroso, es necesario diferenciar el interestatal de las instalaciones de tubería interestatales. Al decidir que una práctica de enfoque administrativo fue necesaria para distinguir entre interestatal de las instalaciones de tubería interestatales de líquidos peligrosos y en determinar como se cumple esto mejor, el DOT ha examinado lógicamente el enfoque utilizado por el NGPSA. El NGPSA defínelas instalaciones interestatales de gasoducto sujeta a la exclusiva jurisdicción Federal como aquellos sujetos a la jurisdicción económica regulatoria de la Comisión Regulatoria Federal de Energía (FERC). La experiencia nos muestra que este enfoque es práctico. Sin parecerse al NGPSA, sin embargo el HLPSA no tiene una referencia específica para la jurisdicción FERC, pero por lo contrario define las instalaciones interestatales de líquido peligroso por los medios más comunes de especificar los puntos finales del transporte involucrado. Por ejemplo, la jurisdicción económica regulatoria del FERC sobre el transporte de gas y líquidos por medio de tubería. Al implementar el HLPSA DOT ha buscado un medio práctico para distinguir entre interestatal e instalaciones interestatales de tubería que suministra el grado de verificación para el personal Federal y Estatal y de las entidades regulatorias. La intención del DOT es que este documento de política e interpretación de agencia suministre esta certeza. En 1981, el DOT decidió que el inventario de las instalaciones de tubería líquida identificada como un suje to de la jurisdicción del FERC se aproxima a la categoría del HLPSA de las "instalaciones interestatales de tubería." El uso administrativo de los inventarios FERC tiene el beneficio agregado de la creación por separado del esquema federal para determinar la jurisdicción sobre las mismas entidades reguladas. El DOT reconoce que el inventario FERC es solo en aproximación y no puede ser del todo satisfactorio sin alguna modificación. Las dificultades se ramifican de algunas diferencias significativas en la regulación de


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tubería de líquidos y gases naturales. Existe una aserción afirmativa de la jurisdicción por el FERC sobre las tuberías de gas natural a través de la emisión de certificados de conveniencia pública y la necesidad antes de comenzar operaciones. Con tuberías líquidas, solo existe una presunción rechazable de jurisdicción creada por la emisión de tarifas de los operadores de tubería (o concurrencias) para el transporte de líquidos a través de las instalaciones existentes. Aunque el FERC no presenta las cosas para tales temas como el cumplimiento con las tareas generales de los transportadores comunes, el tema de jurisdicción solo se trata cuando existe un reclamo. Mientras que cualquier persona, incluyendo las agencias estatales o federales pueden evaluarse a si mismos en el forum FERC por medio del proceso, el cual ha sido utilizado muy poco para revisar los temas de jurisdicción (probablemente por la poca frecuencia de disputas reales sobre este tema). Donde ha resultado el tema, el cuerpo que revisa ha notado la necesidad de examinar varios criterios primariamente de naturaleza económico. El DOT cree, que en muchos casos, el forum formal de FERC puede recibir y evaluar mejor el tipo de información el cual es necesario para la toma de decisiones de este tipo DOT. El delinear que instalaciones de tubería de líquido son instalaciones interestatales dentro del significado de HLPSA, DOT generalmente confiará en los archivos de FERC; esto es, si existe una tarifa a concurrencia presentada con la gobernabilidad del FERC sobre el transporte de líquidos peligrosos sobre las instalaciones de tubería o si ha habido una exención de la obligación para presentar las tarifas obtenidas del FERC, entonces el DOT hará, como regla general, considerar que las instalaciones sean unas instalaciones interestatales que están dentro de los significados del HLPSA. Los tipos de situaciones en la cual el DOT ignorará la existencia o no de la presentación con el FERC el cual será limitado a aquellos casos en que aparentemente será obvio que un reclamo presentado bajo el FERC será exitoso o en una confianza ciega sobre la presentación en FERC podría resultar en una clara situación no intencionada por el HLPSA como son las instalaciones de tubería no sujetas ni a las regulaciones de seguridad Federales o Estatales. El DOT anticipa que las situaciones en las cuales

existe una pregunta sobre la validez de las reclamos de los archivos FERC ya que serán muy pocas y que las variaciones actuales sobre la confianza de estas presentaciones serán muy raras. Los siguientes ejemplos indican los tipos de instalaciones para los cuales el DOT cree que son instalaciones interestatales de tubería sujetas al HLPSA a pesar de la falta de presentación con FERC y de los tipos de instalaciones sobre la cual el DOT generalmente difiere de la jurisdicción de un estado certificado a pesar de la existencia de una presentación con el FERC. Ejemplo 1. La compañía P opera una tubería desde el "Punto A" Ubicado en el Estado X hasta el "Punto B" (también en X). Las instalaciones físicas nunca cruzaron una línea estatal y no se conectan con otra tubería que si cruza la línea estatal. La compañía P también opera otra tubería entre el "Punto C" en el Estado X y en el "Punto D" en el estado adyacente Y. La compañía presenta una tarifa con el FERC para el transporte del "Punto A" al "Punto B" como para el transporte del "Punto C" al "Punto D." El DOT ignorará la presentación para la línea del "Punto A" al "Punto B" y considera la línea como interestatal. Ejemplo 2. Lo mismo que el ejemplo 1 excepto que P no aplica ninguna tarifa a FERC. DOT asumirá la jurisdicción de la línea entre el "Punto C" y el "Punto D." Ejemplo 3. Igual que el ejemplo 1 excepto que P aplica la tarifa para la línea entre el "Punto C" y "Punto D" no solo con el FERC pero también con el Estado X. El DOT confiará en el FERC presentando como la indicación del comercio interestatal. Ejemplo 4. Igual que en el ejemplo 1 excepto que la línea entre el "Punto A" al "Punto B" (en el Estado X) el cual conecta con una tubería operada por otra compañía la cual transporta el líquido entre el "Punto B" (en el Estado X) y el "Punto D" (en el estado Y). El DOT confiara en el FERC presentado con la indicación del comercio interestatal. Ejemplo 5. Igual al ejemplo 1 excepto Que la línea entre el "Punto C" y el "Punto D" el cual tiene una línea lateral conectada. El lateral es esta localizada enteramente dentro del Estado


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X. El DOT dependerá en la existencia o no de FERC que cubre el transporte sobre el lateral como es determinante en el comercio interestatal. Ejemplo 6. Igual que el ejemplo 1 excepto que la agencia certificada en el Estado X ha traído una acción de fortalecimiento (bajo la leyes de seguridad) contra P por sus operaciones entre el "Punto A" y el "Punto B." P se ha defendido exitosamente de la acción presentada por jurisdicción. DOT asumirá la jurisdicción si es necesario para evitar la anomalía de la tubería ni sujeta a las fuerzas de seguridad ni federal ni estatal. La aserción de DOT sobre la jurisdicción en este caso se basaría en la diferencia de la autoridad del estado en vez de la decisión de DOT que la tubería es una instalación interestatal. Ejemplo 7. La Compañía P opera una tubería que se origina en los Oleoductos de plataforma continental. P no ha presentado ninguna tarifa para esta línea con el FERC. DOT considera que la tubería es una instalación de tubería interestatal. Ejemplo 8. La compañía P esta construyendo una tubería desde el "Punto C" (en el estado X) al "Punto D" (en el estado Y). DOT considera que la tubería es una instalación de tubería interestatal. Ejemplo 9. La compañía P esta construyendo una tubería del "Punto C" al "Punto E" (ambas en el estado X) pero intenta presentar tarifas con FERC para el transporte del líquido peligroso en el comercio interestatal. Asumiendo que existe alguna conexión a una instalación de tubería interestatal, DOT considerará que la línea es una instalación de tubería interestatal. Ejemplo 10. La compañía P ha operado una tubería sujeta a las regulaciones económicas de FERC. Únicamente por algunas de regulaciones económicas, esta tubería ya no es regulada por el FERC. El DOT continúa considerando que la tubería es una instalación de tubería interestatal. Como hemos visto de los ejemplos, los tipos de situaciones en el cual el DOT no diferirá al esquema regulatorio del FERC en casos generalmente recortados. Donde las restantes situaciones donde los esquemas de variación del FERC que podría requerir al forum ya

suministrado por FERC y considerar los factores económicos que son mejores dejados a la agencia, DOT declinará para variar su confiabilidad en las presentaciones FERC a menos, claro esta, que no haría situaciones claramente intencionadas por el HLPSA. [Correc. 195-33, 50 FR 15899, Abr. 23, 1985] APENDICE B — Base de Riesgos Alternativos para Pruebas de Presión antiguas tuberías de líquidos peligrosos y dióxido de carbono Este apéndice detalla la guía sobre la base de riesgo alternativo para la pruebas de presión a antiguas tuberías de líquidos peligrosos y dióxido de carbono permitido por el §195.303 para saber si funciona. Esta alternativa establece prioridades de pruebas para tuberías antiguas, sin pruebas de presión, basado en el riesgo inherente de un segmento dado de tubería. El primer paso es determinar las clasificaciones basadas en los tipos de tubos, o en la proximidad del segmento de tubería o al área sensitivamente ambiental Segundo, las clasificaciones deberán ser ajustadas basada en la historia de fallas de la tubería, transporte de producto, y la emisión del volumen potencial. Las tablas 2-6 entregan definiciones de la clasificación de riesgos A, B, y C. Para los propósitos de esta regla, segmentos de tubería que contienen tubos de soldadura de alta resistencia eléctrica (tubo ERW) y el tubo de revestimiento fabricado antes de 1970 y será considerado como una clasificación de riesgos C y B, la cual será tratado como la prioridad para pruebas porque los altos riesgos asociados con la susceptibilidad de este tubo a las fallas longitudina les a las fallas de soldadura En todos los casos, los operadores deberán revisar, en intervalos que no excedan 15 meses, revisar sus instalaciones para revaluar las calificaciones y tomaran acciones apropiada dentro de dos años u operar los sistemas de tubería a una presión más baja. Las fallas de la tubería, cambios en el servicio deberán activar una reevaluación la clasificación original. La tabla 1 explica los diferentes niveles de requerimientos de pruebas dependiendo en los riesgos inherentes de un segmento de tubería dado. La clasificación de riesgos generales son determinados basados en el tipo de tubo


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involucrado, la ubicación de las instalaciones, el producto transportado, el volumen relativo del flujo y la historia de fallas de la tubería como esta establecida en la Tabla 2-6. TABLA 1.— REQUERIMIENTO DE PRUEBA— SEGMENTOS PRIMARIOS FUERA DE LOS TERMINALES, ESTACIONES Y TANQUES DE GRANJA Segmento de Tubería

Clasificación de Riesgo

Fecha limite de prueba

Medio de Prueba

Antes de 1970 de Segmentos de tubería susceptible a las fallas de uniones longitudinales 2

C o B 12/7/2000 Solo agua

A 12/7/2002 3 Solo agua Todos los otros segmentos de tubería

C 12/7/2004 4 Solo agua

B 12/7/2004 Agua/Liq. 5 A No se

requiere pruebas adicionales de presión

1 Si la experiencia operacional indica una historia de fallas pasadas para un sistema particular de tubería, las causas de fallas (defectos debido al tiempo debido a corrosión, construcción, fabricación o problemas de transmisión, etc.) serán revisados para determinar la clasificación de los riesgos (Ver tabla 6) y se deberá acelerar el tiempo de las pruebas de presión. 2 Todos o segmentos de tubería antes del 1970 ERW no podrán requerir pruebas. El determinar que segmentos de tubería de ERW deberán incluir en esta categoría, un operador deberá considerar la historia de escapes relacionados con la unión y la información si esta disponible de la historia de la fabricación del tubo, la cual puede incluir las propiedad mecánicas del tubo de hierro, incluyendo al dureza de la fractura; el proceso de fabricación y de los control relacionados con las propiedades de la unión, incluyendo si el proceso ERW fue de alta o baja frecuencia, si la unión de la soldadura fue tratada con calor, si se inspecciono la unión, la prueba de presión y la duración durante la prueba hidrostática; el control de calidad del proceso de fabricación de hierro; y otros factores pertinentes

a las necesidades y calidad de la unión. 3 Para aquellos operadores de tubería con un millaje extens ivo dantes de 1970, cualquier requerimientos de rechazo para ayuda la cual debería ser respaldad por una evaluación de riesgo de acuerdo con la ubicación, producto, volumen y posibilidad de fallas consistentes con las tablas 3, 4, 5, y 6. 4 Un escape magnético o ultrasónico interno de inspección interna se puede utilizar como una alternativa para las pruebas de presión y de la experiencia operativa que no indica escapes causados por fisuras o fallas en las uniones longitudinales 5 Pruebas de presión que utilizan un líquido hidrocarburo, pero solo con un líquido el cual no se vaporiza rápidamente. Utilizando LOCACION, PRODUCTO, VOLUMEN, e HISTORIA DE FALLAS “Indicadores ” de la Tabla 3, 4, 5, y 6, respectivamente, las generalidades de la clasificación de riesgos de una tubería o de un segmento la cual esta en la Tabla 2. El indicador de UBICACIÓN es el factor primario el cual determina los riesgos generalizados, con el PRODUCTO, VOLUMEN y PROBABILIDAD DE FALLA. Los indicadores utilizados para ajustar clasificación de riesgos generales como de alta o baja para la siguiente tabla TABLA 2.— CLASIFICACION DE RIESGOS Clasificación de Riesgo

Indicador de ubicación de peligro

Indicador de producto/volumen

Probabilidad de indicador de fallas

A L o M L/L L B No está clasificado como de riesgo A o C C H Cualquiera Cualquiera H=Alta, M=Moderada, y L=Baja. Nota: Para ubicación, producto, volumen y posibilidad


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de indicadores de fallas ver tabla 3, 4, 5, y 6. TABLE 3.—INDICADORES DE UNBICACION—SEGMENTOS DE TUBERIA Indicador Población 1 Ambiente 1 H Áreas no rurales M L Áreas rurales 1 Se debería considerar la migración de vapores potenciales para los segmentos de tubería que transportan productos altamente volátiles y tóxicos. 2 Esperamos que los operadores utilicen su mejor juicio en aplicar este factor. Las Tablas 4, 5 y 6 son utilizadas para establecer los PRODUCTOS, VOLUMEN, y PROBABILIDAD DE FALLA indicadores respectivos en la tabla 2. El indicador del PRODUCTO, se selecciona de la tabla 4 como H, M,o L basados en los peligros crónicos asociados con el producto transportado. El indicador de VOLUMEN se selecciona en la tabla 5 como H, M,o L basado en el diámetro nominal de la tubería. El indicador de probabilidad de falla se selecciona de la Tabla 6. TABLA 4.—INDICADORES DE PRODUCTOS Indicador Consideraciones Ejemplos de

productos H (Altamente

Volátil e inflamable)

(propano, butano, gas natural líquido (NGL), amoniaco

Altamente tóxico (benceno, aceote crudo con contenido alto de hidrogeno

M Inflamable – punto de deflagración < 100F

(gasolina, JP4, crudo de bajo punto de deflagración)

L No inflamable – punto de deflagración 100+F

(diesel, aceite combustible, kerosén, JP%, mayoría de aceites crudos)

Altamente volátil y no inflamable – no tóxico

Dióxido de carbono

Consideraciones: El grado de toxicidad crónica a los humanos, vida salvaje y acuática; reactividad y volatilidad, inflamabilidad y solubilidad del agua para determinar el Indicador Comprensivo

Producto de la Respuesta Ambiental, Acta de Compensación y Responsabilidad de Cantidades Reportables cuyos valores pueden ser utilizados cono una indicación de toxicidad crónica. Los factores de salud de la Asociación Nacional de Protección contra Incendios pueden ser utilizados para calificar los peligros. TABLE 5. —VOLUME INDICATORS Indicador Tamaño de la Línea H Mayor o igual a 18 M 10 – 16 diámetros nominales L Menor o igual a 8 diámetro

nominal H=Alta, M=Moderada, y L=Baja. La tabla 6 se utiliza para establecer la PROBABILIDAD DE FALLA indicador utilizada en la Tabla 2. El indicador de “Probabilidad de Falla” se selecciona de la Tabla 6 como H o L. TABLA 6.— INDICADORES DE PROBABILIDAD DE FALLA (EN CADA UBICACION DE PELIGRO) Indicador Historia de fallas (defectos

de tiempo) 2 H 1 > a tres derrames en los

últimos 10 años L Menor o igual a tres

derrames en los últimos 10 años

H=High and L=Low. 1 Los segmentos de la tubería con mayores de tres derrames durante los últimos diez años deberá ser revisada para las causas como esta detallado el la nota 2. El operador de la tubería deberá realizar una investigación apropiada y alcanzar una decisión basada en el juicio de la ingeniería, y para poder demostrar las bases de la decisión. 2 Los defectos dependientes del tiempo son defectos que resultan en derrames debido a la corrosión, gubia o problemas desarrollados durante la fabricación, construcción u operación, etc. [Correc. 195-65, 63 FR 59475, November 4, 1998 as Corregido by Correc. 195-65A. 64 FR 6814, February 11, 1999] Apéndice C a la sección 195 – Guía para implementar el programa de integridad


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administrativa Esta apéndice entrega una guía para ayudar a un operador implementar los requerimientos del programa de integridad administrativa §§ 195.450 y 195.452. Las guías son suministradas en: (1) La información que puede utilizar un operador para identificar un área de alta consecuencia y de los factores que un operador puede utilizar para considerar los impactos potenciales que puede tener un escape en un área; (2) Los factores de riesgo que puede determinar un cronograma de evaluación de integridad; (3) Tablas indicadores de seguridad para historias de escape, volumen o línea de tamaño, edad de la tubería, y productos transportados, un operador puede determinar si un segmento de tubería cae dentro de las categoría de alta, media o baja; (4) Tipos de herramientas de inspección interna que un operador podría utilizar para encontrar las anomalías en los tubos; (5) Medidas que podría utilizar un operador para medir el desempeño de la integridad administrativa de un programa; y (6) Los tipos de registros que un operador deberá para archivar. (7) Tipos de condiciones que una evaluación de integridad podría identificar y la cual un operador deberá incluir en su cronograma para la evaluación y arreglo requerido. I. Identificando un área de alta consecuencia y de los factores para considerar un segmento de tubo que tendrá un impacto potencial en un área de alta consecuencia. A. La regulación define un Área de alta consecuencia como un área poblada, un área inusualmente sensitiva , un cuerpo de agua comercialmente fluvial, La oficina de Seguridad de Tubería (OPS) hará un mapa de estas áreas en el Sistema de Mapeo Nacional de Tuberías (NPMS). Un operador, miembro de una agencia pública o gubernamental, puede ver y bajar los datos de la página del NPMS http://www.npms.rspa.dot.gov. El OPS mantendrá el NPMS y actualizarlo regularmente. Sin embargo es la responsabilidad del operador para garantizar que ha identificado todas las áreas de alta consecuencia que podrían ser afectadas por un segmento de tuberías. Un operador también es responsable para evaluar

regularmente los segmentos de tubería para buscar cambios en la población o ambiental que podrían haber ocurrido alrededor del segmento y para así mantener actualizada la información en el programa. (Se refiere a §195.452(d)(3).) Para tener más información que ayude a identificar las áreas de alta consecuencia, el operador se deberá referir a: (1) Digital Data de áreas pobladas disponible en el mapa de censos del departamento de censos de los EEUU. (2) Base de datos geográfica de los cuerpos de aguas comerciales a través del http://www.bts.gov/gis/ntatlas/networks.htm l. (3) La base de datos del Comité de Estadísticas de transporte que incluyen aguas navegables comerciales y no navegables. Se puede bajar la base de datos de la página web http://www.bts.gov/gis/ntatlas/networks.htm l. B. La regla requiere que un operador incluya un proceso en su programa para que identifique que segmentos de tubería podrían afectar un área de alta consecuencia y para tomar las medidas preventivas y de mitigación para las consecuencias de las fallas en el segmento de la tubería que podría afectar un área de alta consecuencia. (Ver §§ 195.452 (f) y (i).) Por lo tanto, un operador necesitará considerar como cada segmento de tubería podría afectar a un área de alta consecuencia. La fuente primaria para los factores de riesgos listados es un estudio de DOT EEUU sobre los dispositivos instrumentados de la inspección interna (Noviembre 1992). Otros recursos incluyen la Junta Nacional de Seguridad de Transporte, la Agencia de la Protección Ambiental y el Comité de Estándares de Seguridad para Tuberías de líquido peligroso. La siguiente es un listado para que el operador se pueda guiar sobre los factores adicionales y obligatorios: (1) El terreno que rodea a la tubería. Un operador deberá tener en cuenta el perfil del entorno de la tierra y si este permitiría que un escape afectara un área de alta consecuencia. Un operador podrá obtener esta información de mapas topográficos como son los mapas cuadrantes de la Investigación Geográfica de los EEUU. (2) Los sistemas de drenaje como arroyos que podrían servir como un conducto a las áreas de


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alta consecuencia. (3) Campos de cruce en granjas. Un operador deberá considerar la posibilidad de derrame en campos después que existe un drenaje a los arroyos. (4) Cruce de carreteras con zanjas adjuntas. Las zanjas llevan al agua un derrame. (5) La naturaleza y las características del producto transportado en la tubería (productos refinados, aceite crudo, líquidos altamente volátiles, etc.) Los líquidos altamente volátiles se convierten en gaseosos cuando están expuestos a la atmósfera. Un derrame podría crear una nube de vapor que podría caer en una elevación más baja en el perfil de la tierra. (6) Soportes físicos de los segmentos de la tierra como es un puente de suspensión de cable. Un operador deberá buscar indicadores de estrés en la tubería (soportes tensionados, soporte inadecuado en torres), corrosión atmosférica, vandalismo, y otras señales obvias de mantenimiento inapropiado. (7) Lasa condiciones operativas de la tubería (presión, tasa de flujo, etc.). Exposición de la tubería a presiones operativas que exceden la máxima presión operativa permitida. (8) El grado hidráulico de la tubería. (9) El diámetro de la tubería, el volumen de salida potencial, y la distancia entre los puntos de aislamiento. (10) Caminos potenciales físicos entre la tubería y las área de alta consecuencia. (11) Capacidad de respuesta (tiempo para responder, naturaleza de la respuesta). (12) Fuerzas naturales potenciales dentro de la zona (zonas de inundación, terremotos, áreas de subsidiencia, etc.) II. Factores de riesgo para establecer una frecuencia de evaluación. A. Al asignar los pesos o valores a los factores del riesgo y utilizando las tablas de indicador de riesgos, el operador deberá determinar la prioridad para evaluar los segmentos de tubería, comenzando con aquellos segmentos que son de alto riesgo, que no hayan sido evaluados anteriormente. Esta lista entrega algo de guía sobre unos de los factores de riesgo a ser considerados (Ver §195.452(e)). Un operador deberá desarrollar también los factores específicos a cada segmento de tubería, incluyendo: (1) áreas pobladas, inusualmente sensitivas, área ambientales, National Fish Hatcheries,

aguas comerciales navegables, áreas donde las personas se congregan. (2) Resultados de anteriores pruebas/inspecciones. (See §195.452(h).) (3) Historia de escapes. (Ver la tabla de historia de riesgo.) (4) Corrosión conocidos o condición de tubería. (Ver §195.452(g).) (5) Historia de la protección catódica. (6) Tipo y calidad de las capas de tubos (resultados de capas desbandadas en corrosión). (7) Edad del tubo (tubos antiguos muestran más corrosión – pueden ser sin capa o tienen una capa inefectiva) y el tipo de unión del tubo. (Ver edad del tubo.) (8) Producto transportado (altamente volátil, altamente inflamable y de líquidos tóxicos que muestran una mayor amenaza para las personas y el ambiente) (ver tabla de riesgo de transporte de Producto.) (9) El grosor de la pared (paredes más gruesas entregan un mejor margen de seguridad) (10) Tamaño del tubo (mayor volumen de salida si se rompe el tubo). (11) Ubicación relacionada con el movimiento de tierra potencial (por ejemplo, fallas sísmicas minas de carbón); climáticas Alaska); geológicos (derrumbes). (12) Seguridad de emisión (efectos de clientes si ahí una el cual requiere un apagado). (13) Tiempo desde la última inspección interna/prueba de presión. (14) Con relación a los descubrimientos previamente de defectos/anomalías, el tipo, tasa de crecimiento, y tamaño. (15) Niveles de estrés de una tubería. (16) Ubicación de un segmento de tubería que se relaciona con la habilidad del operador para detectar y responder a los escapes (por ejemplo, tuberías enterradas profundamente, o en las ubicaciones que hacen difícil la detección sin un monitoreo seccional y/o que impiden significativamente el acceso a la respuesta de derrame o cualquier otro propósito). (17) El soporte físico del segmento como un puente de suspensión. (18) No estándar o diferente a la práctica de la instalación de tubería de la industria (es decir perforación direccional horizontal). B. Ejemplo: Este ejemplo ilustra un modelo hipotético utilizado para establecer un programa de evaluación para un segmento de tubo hipotético. Después que determinamos los


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factores de riesgo aplicables a los segmentos de tubería, entonces asignamos los valores o números a cada factor, tal como alto (5), moderado (3), o bajo (1). Podemos determinar una clasificación de riesgo general (A, B, C) para el segmento que utilizan las tablas de riesgo y de una escala de caída (valores de 5 a 1) para factores de riesgo para las cuales no se suministran tablas. Podríamos clasificar un segmento como C si se coloca sobre 2/3 del valor máximo (riesgo general del valor para cada segmento cuando se compara con otro segmento de la tubería), significa un segmento como B si esta entre de 1/3 a 2/3 como valor máximo, y los restantes segmentos como A. i. Para el cronograma de la base de evaluación, planearemos evaluar el 50% de los segmentos de tubería cubiertos por las reglas, comenzando con los segmentos de riesgo más altos, dentro de los primeros 3 1/2 años y los restantes segmentos dentro de un periodo de siete años. Por las continuas evaluaciones de integridad, planearíamos evaluar el segmento C dentro de los siguientes 2 años del cronograma, los segmentos clasificados como de riesgo moderado a más tardar a tres o cuatro años y los restantes bajos riesgos a más tardar a 5 años. ii. Para nuestro segmento hipotético de tubería , hemos seleccionado los siguientes factores de riesgo y hemos obtenido los valores de esto de una tabla apropiada. Los valores asignados a los factores de riesgo son solo como de ilustración. Edad de la Tubería : asuma 30 años de antigüedad (se refiere “Edad de la Tubería” tabla de riesgo)– Valor del riesgo = 5 Prueba de Presión: Probado una vez durante su construcción– Valor del Riesgo = 5 Con Capa: (si/no)–si Condición de Capa: Excavación reciente de áreas sospechosas que muestran capas (Riesgo potencial de corrosión)– Valor del riesgo = 5 Protegido Católicamente: (si/no)–si–Valor del Riesgo=1 Fecha en que se instaló la capa catódica: cinco años después que se construyó la tubería (Protección catódica instalada después de un año de la construcción de la tubería es generalmente considerada de bajo riesgo.)–Valor de Riesgo=3

Revisión interna cercana: (si/no)–no–Valor de Riesgo=5 Herramienta de inspección utilizada: (si/no)–si. Fecha de uso de hierro? Durante los últimos cinco años - Valor de Riesgo =1 Anomalías encontradas: (si/no)–si, pero no es un riesgo de seguridad inmediato o de riesgo ambiental–Valor de Riesgo=3 Historia de Escapes: si, un derrame durante Los últimos diez años (refiérase a la “Historia de Escapes” tabla)–Valor del Riesgo =2 Producto Transportado: Combustible diesel. Producto de bajo riesgo. (Refiérase a la tabla de riesgo "Producto” tabla de riesgo)–Valor del Riesgo = 1 Tamaño del Tubo: 16 pulgadas. El tamaño presenta riesgo moderado (refiérase a la tabla de riesgo “Tamaño de la Línea”)– Valor del Riesgo =3 iii. Valor de Riesgo general para este segmento hipotético del tubo es de 34. Asumamos que tenemos otros dos segmentos de tubería para los cuales no hemos realizado calificaciones de riesgo similares. El segmento de tubería secundaria tiene un riesgo de valor general de 20, y un tercer segmento de 11. Para la evaluación de base hemos establecido un cronograma donde evaluamos un cronograma del primer segmento (Riesgo de segmento más alto) dentro de dos años , el segundo segmento dentro de cinco años y el del tercer segmento de siete años. Similarmente, para la continua evaluación integral, podríamos establecer un cronograma de evaluación, donde evaluamos el segmento de mayor riesgo no después de los dos años, el segundo segmento no después de los tres años y el tercero no después del quinto año. III. Los indicadores de riesgos de seguridad para la historia de riesgos, volumen o tamaño de la tubería, edad de la tubería, y productos a transportar. HISTORIA DE ESCAPE Indicador de riesgo de seguridad Historia de Escape (Defectos dependiente del tiempo)2 Alta > 3 Derrames en los últimos 10 años Baja < 3 Derrames en los últimos 10 años

2 Defectos de dependiente de tiempo son aquellas que resultan debidos a la corrosión, guías o problemas desarrollados durante la fabricación u operación, etc.


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TAMAÑO DE LA LINEA O VOLUMEN TRANSPORTADO Indicador de Riesgo de Seguridad Tamaño de línea Alta = 18" Diámetro moderado nominal 10"–16" Bajo = 8" nominal diámetro EDAD DE LA TUBERIA Indicador de Riesgo de Seguridad Condición de la tubería dependiente 3 Alta > 25 años Baja 25 años PRODUCTO TRANSPORTADO Indicador de Riesgo de Seguridad Ejemplo de productos Alta (Alta volatilidad e inflamabilidad) (propano, butano, gas natural líquido (NGL), amoniaco). Altamente tóxico (benceno, Sulfito de alto hidrogeno, contenido de aceite crudo). Inflamable Mediano -flashpoint (punto de ignición) <100 °F (gasolina, JP4, bajo flashpoint Aceite crudo). No inflamable, baja densidad–flashpoint 100+F (diesel, combustible aceite, kerosén, JP5, la mayoría de los aceites crudos). IV. Tipos de herramientas de inspección interna. Un operador deberá considerar por lo menos dos clases de herramientas de inspección para la evaluación integral del listado. La clase de herramienta o herramientas que selecciona el operador dependerá de los resultados de anteriores inspecciones internas, de análisis de información y de factores de riesgo específicos a los segmentos de tubería : (1) Herramientas geométricas de inspección interna para detectar cambios en los ovalos, por ejemplo, dobleces, abolladuras, bucles o arrugas, debido a fallas de construcción o a movimientos de tierra, o a fuerzas externas; (2) Herramientas de pérdida de Metal (Ultrasónicos y Escape Magnético) para determinar las anomalías de las paredes, por ejemplo, pérdida de paredes debido a corrosión. (3) Herramientas para la Detección de Fisuras para detectar fisuras y comienzo de fisuras, por ejemplo, fisuras de corrosión de estrés (SCC), fisuras de fatiga, Corrosión de ejes, fisuras de

3 Depends on pipeline's coating & corrosion condition, and steelquality, toughness, welding

pie , fisuras de gancho, etc. V. Métodos para medir el desempeño. A. General. (1) Esta guía es para ayudar al operador establecer medidas para su programa de integridad administrativa. Las medidas de desempeño dependerán de los detalles de cada programa de integridad administrativa y se basarán en la comprensión y análisis de los mecanismos de falla o a las amenazas de integridad para cada segmento de tubería . (2) Un operador deberá elegir unas medidas para juzgar que tan bien esta trabajando su programa. El objetivo de un operador para su programa es el de garantizar seguridad al público, prevenir o minimizar escapes y derrames para prevenir daños a propiedad o al ambiente. Un programa de integridad administrativa típico será un programa continuo y podrá contener muchos elementos, por lo tanto, la medida de desempeño será necesaria para la efectividad de un programa en uso. B. Medidas de Desempeño. Estas medidas muestran un programa parea controlar los riesgos sobre los segmento de tubería y que podrían afectar a un área de alta consecuencia el cual esta progresando bajo los requerimientos de integridad administrativa. Las medidas de desempeño generalmente se divide en tres categorías: (1) Medidas de Actividades Seleccionadas–Las medidas que monitorean la seguridad y previenen las actividades que ha incorporado el operador. Estas medidas indican que tan bien esta implementando un operador los varios elementos del programa de la integridad administrativa. (2) Medidas-operaciones de deterioró y las tendencias de mantenimiento que indican cuando la integridad del sistema se esta debilitando a pesar de las medidas preventivas. Esta categoría podrán indicar que las condiciones del sistema se están deteriorando a pesar de las actividades preventivas ejecutadas. (3) Medidas de fallas–Historia de Escape, respuesta incidental, pérdida de producto, etc. Estas medidas indicaran el progreso hacía menores derrames y menos daño. C. Comparaciones Internas vs. Externas. Estas comparaciones muestran como un segmento de tubería podría afectar un área de alta consecuencia que esta progresando en comparación a los segmento de tubería que no están cubiertos por los requerimientos de


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integridad administrativa y como se comprara este segmento con los otros segmentos de tubería del operador. (1) Interna–Compraración de datos del segmento de tubería que podrían afectar el área de alta consecuencia con los datos de los segmentos en otras áreas de los sistemas que no pueden indicar los efectos de la atención entregada a las áreas de alta consecuencia . (2) Externa–Compraración de datos externos al segmento de tubería (por ejemplo, datos incidentales OPS) puede suministrar medidas sobre la frecuencia y el tamaño del escape con relación a otras compañías. D. Ejemplos. Algunos ejemplos de las medidas de desempeño de un operador podría incluir– (1) Medida de desempeño para reducir el volumen total de emisiones no intencionadas por -% (porcentaje determinado por el operador) con una meta de cero. (2) Una medida de desempeño para reducir el número total de emisiones no intencionadas (Basado en un threshold de 5 galones) por ____-% (porcentaje determinado por el operador) con una meta de cero. (3) Una medida de desempeño para documentar el porcentaje de actividades de integridades administrativas completadas durante el año. (4) Una meta de medidas para hacer seguimiento y evaluar la efectividad de las actividades de la comunidad. (5) Una descripción narrativa de la integridad de los sistemas de tubería, incluyendo un resumen de las mejoras del desempeño, cualitativa y cuantitativamente, para la integridad administrativa del operador. (6) Un desempeño basado en las auditorias internas de los sistemas de tubería del operador por 49 CFR part. 195. (7) Una medida de desempeño basado en auditorias externas para el sistema operativo de la tubería por 49 CFR part. 195. (8) Una medida de desempeño basado en los eventos operacionales (por ejemplo: descanso de ocurrencias, cierre no planeado de válvulas, SCADA outages, etc.) que tienen la potencialidad de afectar la integridad de la tubería. (9) Una medida de desempeño para demostrar que la integridad administrativa del operador reduce riesgos a través del tiempo con un enfoque de elementos de riesgo. (10) Una medida de desempeño para demostrar

que el programa de integridad administrativa del operador para las estaciones de tubería y terminales reduce riesgos con un enfoque de elementos de alto riesgo. VI. Ejemplos de tipo de riesgos que deberá mantener un operador. La ley requiere que un operador mantenga ciertos registros. (Ver §195.452( l)). Esta sección suministra ejemplos de algunos registros que deberá mantener un operador para inspeccionar en el cumplimiento de los requerimientos. Esta no es un listado exhaustivo. (1) Un proceso para identificar que tuberías afectar un área de alta consecuencia y un documento que identifica todos los segmentos de tubería que podría afectar las áreas de alta consecuencia ; (2) un plana para la evaluación de la línea de tubería que incluye cada elemento del plan requerido; (3) modificaciones a plan base y las razones de la modificación; (4) uso de y el soporte para una práctica alternativa; (5) un marco de trabajo que trata cada elemento requerido del programa de la integridad administrativa y de los cambios al programa y marco de trabajo eventual; (6) un proceso para identificar una nueva consecuencia e incorporarlo a la nueva área de alta consecuencia e incorporándolo al plan base, particularmente, a un proceso para identificar los cambios de población alrededor de un segmento de tubbería ; (7) una explicación de los métodos seleccionados para evaluar la integridad de la tubería

(8) Un proceso para revisar las evaluaciones de integridad y del análisis de datos por una persona calificada para evaluar los resultados y los datos; (9) el proceso y los factores de riesgo para determinar los intervalos de evaluaciones de base; (10) los resultados de la evaluación de integridad; (11)el proceso utilizado para la evaluación continua y los factores de riesgo utilizados para determinar la frecuencia de la evaluación; (12) procesos para integrar y analizar la información sobre la integridad de la tubería, información y datos utilizados para el análisis de información;


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(13) los resultados del análisis de información y análisis y evaluaciones periódicas; (14) el proceso y los factores de riesgo para establecer intervalos de reevaluación continua; (15) justificación para soportar cualquier variación de los intervalos de reevaluación requeridos; (16) los resultados de la evaluación y las anomalías encontradas, proceso para evaluación y arreglo de anomalías, criterio para acciones remédiales y acciones para ser evaluadas y el arreglo a las anomalías; (17) otras acciones remédiales planeadas o asumidas; (18) cronograma para la evaluación y el arreglo de los remédiales, justificación para soportar la desviación; (19) análisis de riesgos utilizados para identificar medidas preventivas o de mitigación, registros de acciones preventivas o de mitigación planeadas o asumidas; (20) criterio para determinar la instalación de EFRD; (21) criterio para evaluar y modificar la capacidad de detección de escapes; (22) métodos utilizados para medir la efectividad del programa. VII. condiciones que podría afectar la integridad de una tubería. Sección 195.452(h) requiere que un operador evalué y arregle los problemas de integridad de una tubería presentado por la evaluación o análisis de información. Un operador deberá crear un cronograma que le de prioridad a las condiciones descubiertas en la evaluación y arreglo de la tubería . Los siguientes son unos ejemplos de las condiciones que deberían programar un operador para la evaluación y el arreglo. A. Cualquier cambio desde la evaluación anterior. B. Daño mecánico que esta ubicado en la parte superior del tanque. C. Una abrupta anomalía de naturaleza. D. Una anomalía longitudinal en la orientación. E. Una anomalía sobre una gran área. F. Una anomalía localizada en o cerca de una caja, cruce con otra tubería, o un área con una protección catódica. [Correc. 195-70, 65 FR 75378, Dic. 1, 2000 Corregido por Correc. 195-74, 67 FR 1650, Ene. 14, 2002]

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