Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
PROYECTO  de Norma Oficial Mexicana PROY -NOM -017-ASEA -2023, Instalaciones de Almacenamiento de Gas 
Licuado de Petróleo (GLP). (Cancela y sustituye a la Norma Oficial Mexicana NOM -015-SECRE -2013, Diseño, 
construcción, seguridad, operación y mantenimiento de  sistemas de almacenamiento de gas licuado de petróleo 
mediante planta de depósito o planta de suministro que se encuentran directamente vinculados a los sistemas de 
transporte o distribución por ducto de gas licuado de petróleo, o que forman parte integral  de las terminales 
terrestres o marítimas de importación de dicho producto).  
Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos. - MEDIO AMBIENTE. - 
Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales. - ASEA. - Agencia de Seguridad, E nergía y Ambiente. - 
Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos.  
PROYECTO  DE NORMA  OFICIAL  MEXICANA  PROY -NOM -017-ASEA -2023,  INSTALACIONES  DE 
ALMACENAMIENTO  DE GAS  LICUADO  DE PETRÓLEO  (GLP).  (CANCELA  Y SUSTITUYE  A LA NORMA  OFICIAL  
MEXICANA  NOM -015-SECRE -2013,  DISEÑO,  CONSTRUCCIÓN,  SEGURIDAD,  OPERACIÓN  Y MANTENIMIENTO  DE 
SISTEMAS  DE ALMACENAMIENTO  DE GAS  LICUADO  DE PETRÓLEO  MEDIANTE  PLANTA  DE DEPÓSITO  O PLANTA  
DE SUMINISTRO  QUE  SE ENCUENTRAN  DIRECTAMENTE  VINCULADOS  A LOS SISTEMAS  DE TRANSPORTE  O 
DISTRIBUCIÓN  POR  DUCTO  DE GAS  LICUADO  DE PETRÓLEO,  O QUE  FORMAN  PARTE  INTEGRAL  DE LAS 
TERMINALES  TERRESTRES  O MARÍTIMAS  DE IMPORTACIÓN  DE DICHO  PRODUCTO).  
ÁNGEL  CARRIZALES  LÓPEZ,  Director  Ejecutivo  de la Agencia  Nacional  de Seguridad  Industrial  y de 
Protección  al Medio  Ambiente  del Sector  Hidrocarburos  y Presidente  del Comité  Consultivo  Nacional   de 
Normalización  de Seguridad  Industrial  y Operativa  y Protección  al Medio  Ambiente  del Sector  Hidrocarburos,  
con fundam ento en los artículos  Transitorio  Décimo  Noveno,  segundo  párrafo,  del Decreto  por el que se 
reforman  y adicionan  diversas  disposiciones  de la Constitución  Política  de los Estados  Unidos  Mexicanos,  en 
Materia  de Energía,  publicado  en el Diario  Oficial  de la Federación  el día 20 de diciembre  de 2013,  1o, 2o., 
fracción  I, 17 y 26 de la Ley Orgánica  de la Administración  Pública  Federal;  1o, 2o, 3o, fracción  XI, inciso  d), 
4o, 5o, fracciones  III, IV y XXX,  6o, fracción  I, incisos  a) y d), fracción  II, inciso  a), 27 y 31, fracciones  II, IV y 
VIII de la Ley de la Agencia  Nacional  de Seguridad  Industrial  y de Protección  al Medio  Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos,  1o, 95 y 129 de la Ley de Hidrocarburos;  Cuarto  Transitorio  de la Ley de Infraestructura  de la 
Calidad;  1o, 38, fracciones  II y IX, 40, fracciones  I, III, X, XIII y XVIII,  41, 43, 44, 45, 46, 47, fracción  I y 73 de 
la Ley Federal  sobre  Metrología  y Normalización;  1o, y 4o, de la Ley Federal  de Procedimiento  Administrativo;  
1o y 3o, párrafos  primero  y segundo , fracciones  I, XIV, XX y XLVII  del Reglamento  Interior  de la Agencia  
Nacional  de Seguridad  Industrial  y de Protección  al Medio  Ambiente   del Sector  Hidrocarburos;  1o., 2o., 
fracciones  I y II, 3o., inciso  B, fracción  IV, 40, primer  párrafo,  41 y 42, fracci ones  VI y VIII del Reglamento  
Interior  de la Secretaría  de Medio  Ambiente  y Recursos  Naturales;  1o, 28, 33 y 34 del Reglamento  de la Ley 
Federal  sobre  Metrología  y Normalización;  y 
CONSIDERANDO  
Que el 20 de diciembre  de 2013,  se publicó  en el Diario  Oficia l de la Federación  el Decreto  por el que se 
reforman  y adicionan  disposiciones  de la Constitución  Política  de los Estados  Unidos  Mexicanos,  en Materia  
de Energía,  en cuyo  artículo  Transitorio  Décimo  Noveno  se establece  como  mandato  al Congreso  de la Unión  
realizar  adecuaciones  al marco  jurídico  para crear  la Agencia  Nacional  de Seguridad  Industrial  y de Protección  
al Medio  Ambiente  del Sector  Hidrocarburos  (Agencia),  como  órgano  administrativo  desconcentrado  de la 
Secretaría  del ramo  en materia  de medio  ambiente,  con autonomía  técnica  y de gestión;  con atribuciones  para 
regular  y supervisar,  en materia  de Seguridad  Industrial,  Seguridad  Operativa  y protección  al medio  ambiente,  
las Instalaciones  y actividades  del Sector  Hidrocarburos,  incluyendo  las activida des de desmantelamiento  y 
abandono  de Instalaciones,  así como  el control  integral  de Residuos.  
Que el 11 de agosto  de 2014,  se publicó  en el Diario  Oficial  de la Federación  la Ley de Hidrocarburos  cuyo  
artículo  95 establece  que la industria  del Sector  Hidrocarburos  es de exclusiva  jurisdicción  federal,  por lo que, 
únicamente  el Gobierno  Federal  puede  dictar  las disposiciones  técnicas,  reglamentarias  y de regulación  en la 
materia,  incluyendo  aquéllas  relacionadas  con el desarrollo  sustentable,  el equilibrio  ecológico  y la protección  
al medio  ambiente  en el desarrollo  de la referida  industria.  
Que de conformidad  con lo establecido  en el artículo  84, fracción  XV, de la Ley de Hidrocarburos,  los 
Permisionarios  estarán  obligados  a cumplir  con la regulación,  Linea mientos  y Disposiciones  administrativas  
que emitan  la Secretaría  de Energía,  la Secretaría  de Hacienda  y Crédito  Público,  la Comisión  Reguladora  de 
Energía  y la Agencia,  en el ámbito  de sus respectivas  competencias.  
Que de conformidad  con lo establecido  en el artículo  129 de la Ley de Hidrocarburos,  corresponde  a la 
Agencia  emitir  la regulación  y la normatividad  aplicable  en materia  de Seguridad  Industrial  y Seguridad  
Operativa,  así como  de protección  al medio  ambiente  en la industria  de Hidrocarburos,  a fin de promover,  
aprovechar  y desarrollar  de manera  sustentable  las actividades  de dicha  industria  y aportar  los elementos  
técnicos  para el diseño  y la definición  de la política  pública  en materia  energética,  de protección  al medio  
ambiente  y recursos  natura les. 
Que el 11 de agosto  de 2014,  se publicó  en el Diario  Oficial  de la Federación  la Ley de la Agencia  
Nacional  de Seguridad  Industrial  y de Protección  al Medio  Ambiente  del Sector  Hidrocarburos,  en la cual se 
establece  que ésta tiene  por objeto  la protec ción de las personas,  el medio  ambiente  y las Instalaciones  del 
Sector  Hidrocarburos,  por lo que cuenta  con atribuciones  para regular,  supervisar  y sancionar  en materia  de 
Seguridad  Industrial,  Seguridad  Operativa  y protección  al medio  ambiente  las activid ades  del Sector.  
Que el 31 de octubre  de 2014,  se publicó  en el Diario  Oficial  de la Federación,  el Reglamento  Interior  de la 
Agencia  Nacional  de Seguridad  Industrial  y de Protección  al medio  ambiente  del Sector  Hidrocarburos,  en el 
que se detalla  el conju nto de facultades  que debe  ejercer  esta Agencia.  
Que de conformidad  con lo establecido  en el artículo  38, fracción  II, de la Ley Federal  sobre  Metrología  y 
Normalización  publicada  en el Diario  Oficial  de la Federación  el 1 de julio de 1992,  corresponde  a las 
dependencias  según  su ámbito  de competencia  expedir  Normas  Oficiales  Mexicanas  en las materias  
relacionadas  con sus atribuciones  y determinar  su fecha  de entrada  en vigor.  
Que de conformidad  con lo establecido  en el artículo  40, fracciones  I, III, XIII y XVIII  de la Ley Federal  
sobre  Metrología  y Normalización,  las Normas  Oficiales  Mexicanas  tienen  como  finalidad,  entre  otras,  
establecer  las características  y/o especificaciones  que deben  reunir  los productos  y procesos  cuando  éstos  
puedan  constituir  un riesgo  para la seguridad  de las personas,  dañar  la salud  humana,  animal,  vegetal  y el 
medio  ambiente  general  y laboral  y las características  y/o especificaciones  que deben  reunir  los equipos,  
materiales,  dispositivos  e Instalaciones  industriales,  comerciale s, de servicios  y domésticas  para fines  
sanitarios,  acuícolas,  agrícolas,  pecuarios,  ecológicos,  de comunicaciones,  de seguridad  o de calidad  y 
particularmente  cuando  sean  peligrosos.  
Que el 12 de diciembre  de 2013,  fue publicada  en el Diario  Oficial  de la Federación  la Norma  Oficial  
Mexicana  NOM -015-SECRE -2013,  Diseño,  construcción,  seguridad,  operación  y mantenimiento  de sistemas  
de Almacenamiento  de gas licuado  de petróleo  mediante  planta  de depósito  o planta  de suministro  que se 
encuentran  directamente  vinculados  a los sistemas  de transporte  o distribución  por ducto  de gas licuado  de 
petróleo,  o que forman  parte  integral  de las terminales  terrestres  o marítimas  de importación  de dicho  
producto,  misma  que entró  en vigor  el día 10 de febrero  de 2014.  
Que derivado  de la Reforma  Constitucional  en materia  de Energía  y conforme  al artículo  Sexto  Transitorio  
de la Ley de la Agencia  Nacional  de Seguridad  Industrial  y de Protección  al Medio  Ambiente  del Sector  
Hidrocarburos,  la Norma  Oficial  Mexicana  NOM -015-SECRE -2013,  Diseño,  construcción,  seguridad,  
operación  y mantenimiento  de sistemas  de almacenamiento  de gas licuado  de petróleo  mediante  planta  de 
depósito  o planta  de suministro  que se encuentran  directamente  vinculados  a los sistemas  de transporte  o 
distribuc ión por ducto  de gas licuado  de petróleo,  o que forman  parte  integral  de las terminales  terrestres   o 
marítimas  de importación  de dicho  producto,  fue transferida  a la Agencia  ya que contiene  elementos  de 
Seguridad  Industrial,  Seguridad  Operativa  y protecci ón al medio  ambiente  competencia  de esta Autoridad.   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
Que del análisis  efectuado  a la Norma  Oficial  Mexicana  NOM -015-SECRE -2013,  Diseño,  construcción,  
seguridad,  operación  y mantenimiento  de sistemas  de almacenamiento  de gas licuado  de petróleo  mediante  
planta de depósito  o planta  de suministro  que se encuentran  directamente  vinculados  a los sistemas  de 
transporte  o distribución  por ducto  de gas licuado  de petróleo,  o que forman  parte  integral  de las terminales  
terrestres  o marítimas  de importación  de dicho  producto;  se identificaron,  en la actividad  de almacenamiento  
de Gas Licuado  del Petróleo,  escenarios  de riesgo  que hacen  necesario  el establecimiento  de requisitos  
administrativos,  operativos  o de diseño  específicos,  para la prevención,  protección,  contro l y mitigación  de los 
accidentes  y/o incidentes,  con acciones  regulatorias  que impliquen  un mayor  nivel de prescripción  del que 
actualmente  se tiene.  
Que el 12 de marzo  de 2018,  se publicó  en el Diario  Oficial  de la Federación  el Programa  Nacional  de 
Norma lización  2018  en el cual la Agencia  inscribió  como  Tema  adicional  a los estratégicos,  la Modificación  a 
la Norma  Oficial  Mexicana  NOM -015-SECRE -2013,  Diseño,  construcción,  seguridad,  operación  y 
mantenimiento  de sistemas  de Almacenamiento  de gas licuado  de petróleo  mediante  planta  de depósito  o 
planta  de suministro  que se encuentran  directamente  vinculados  a los sistemas  de transporte  o distribución  
por ducto  de gas licuado  de petróleo,  o que forman  parte  integral  de las terminales  terrestres  o marítimas  de 
importación  de dicho  producto,  con la finalidad  de actualizar  e incorporar  los requisitos  y especificaciones  de 
Seguridad  Industrial,  Seguridad  Operativa  y protección  al medio  ambiente  que deben  cumplir  los Regulados  
que lleven  a cabo  dicha  actividad,  así como  adecuar  y armonizar  el marco  jurídico,  título,  objetivo,  alcance,  
contenido,  términos  y definiciones  de la Norma  con el nuevo  marco  legal  y las disposiciones  nacionales  
vigentes,  adoptar  las mejores  prácticas  que resulten  aplicables,  y actualizar  los criterios  de evaluación  de la 
conformidad  y vigilancia  de la Norma.  
Que el 1 de julio de 2020,  se publicó  en el Diario  Oficial  de la Federación  el Decreto  por el que se expide  la 
Ley de Infraestructura  de la Calidad  y se abroga  la Ley Federal  sobre  Metrol ogía y Normalización,  y que en su 
artículo  Cuarto  Transitorio  señala  que las Propuestas,  Anteproyectos  y Proyectos  de Normas  Oficiales  
Mexicanas  y Estándares  que a la fecha  de entrada  en vigor  de dicho  Decreto  se encuentren  en trámite  y que 
no hayan  sido publicados,  deberán  ajustarse  a lo dispuesto  por la Ley Federal  sobre  Metrología  y 
Normalización,  su Reglamento  y demás  disposiciones  secundarias  vigentes  al momento  de su elaboración   y 
hasta  su conclusión.  
Que el presente  Proyecto  de Norma  Oficial  Mexican a PROY -NOM -017-ASEA -2023,  Instalaciones  de 
Almacenamiento  de Gas Licuado  de Petróleo  (GLP),  fue aprobado  por el Comité  Consultivo  Nacional  de 
Normalización  de Seguridad  Industrial  y Operativa  y Protección  al Medio  Ambiente  del Sector  Hidrocarburos  
en su 17a. Sesión  Extraordinaria  celebrada  el día 31 de mayo  de 2023;  por lo que, en cumplimiento  a lo 
previsto  por el artículo  47, fracción  I, de la Ley Federal  sobre  Metrología  y Normalización  se publica  en el 
Diario  Oficial  de la Federación,  con el fin de que dentro  de los 60 días naturales  siguientes  a su publicación,  
los interesados  presenten  sus comentarios  ante el Comité  que lo propuso  sito en Boulevard  Adolfo  Ruiz 
Cortines  No. 4209,  Colonia  Jardines  en la Montaña,  Alcaldía  Tlalpan,  Ciudad  de México,  C.P. 14210, México  o 
bien,  al correo  electrónico:  maria.gutierrez@asea.gob.mx.  
Que conforme  a la última  parte  de la fracción  I, del artículo  47, de la Ley Federal  sobre  Metrología  y 
Normalización,  durante  el plazo  aludido  en el párrafo  anterior,  el Análisis  de Impacto  Regulatorio  a que refiere  
el diverso  artículo  45 del ordenamiento  citado,  estará  a disposición  del público  en general  para su consulta  en 
el domicilio  señalado.  
En virtud  de lo antes  expuesto,  se tiene  a bien expedir  el presente  Proyecto  de Norma  Oficial Mexicana  
PROY -NOM -017-ASEA -2023,  Instalaciones  de Almacenamiento  de Gas Licuado  de Petróleo  (GLP).  (Cancela  
y sustituye  a la Norma  Oficial  Mexicana  NOM -015-SECRE -2013,  Diseño,  construcción,  seguridad,  operación  y 
mantenimiento  de sistemas  de Almacenam iento  de gas licuado  de petróleo  mediante  planta  de depósito  o 
planta  de suministro  que se encuentran  directamente  vinculados  a los sistemas  de transporte  o distribución  
por ducto  de gas licuado  de petróleo,  o que forman  parte  integral  de las terminales  terrestres  o marítimas  de 
importación  de dicho  producto).  
Ciudad  de México,  a los 5 días del mes de junio  de 2023. - El Director  Ejecutivo  de la Agencia  Nacional  de 
Seguridad  Industrial  y de Protección  al Medio  Ambiente  del Sector  Hidrocarburos  y Presidente  del Comité  
Consultivo  Nacional  de Normalización  de Seguridad  Industrial  y Operativa  y Protección  al Medio  Ambiente del 
Sector Hidrocarburos, Ángel  Carrizales  López .- Rúbrica.  
PREFACIO  
El presente  Proyecto  de Norma  Oficial  Mexicana,  fue elaborado  por el Comi té Consultivo  Nacional  de 
Normalización  de Seguridad  Industrial,  Operativa  y Protección  al Medio  Ambiente  del Sector  Hidrocarburos,  
con la colaboración  de los sectores  siguientes:  
1. Dependencias  y Entidades  de la Administración  Pública  Federal:  
a) Comisió n Reguladora  de Energía.  
2. Organizaciones  Industriales  y Asociaciones  del Ramo:  
a) Asociación  Mexicana  de Distribuidores  de Gas Licuado  y Empresas  Conexas  A.C.,  (AMEXGAS).  
b) Asociación  Mexicana  de Distribuidores  de Gas L.P., A.C.,  (ADG).  
c) Asociación  de Distribuidores  de Gas L.P. del Interior  A.C.,  (ADIGAS).  
3. Instituciones  de investigación  científica  y profesionales:  
a) Instituto  Mexicano  del Petróleo.  
CONTENIDO  
1. OBJETIVO.  
2. CAMPO  DE APLICACIÓN.  
3. REFERENCIAS  NORMATIVAS.  
4. DEFINICIONES.  
5. DISEÑO.  
5.1. Ubicación  de las Instalaciones.  
5.2. Distancias  mínimas.  
5.3. Ubicación  de Recipientes  a presión.  
5.4. Recipientes  horizontales  agrupados.  
5.5. Recipientes  esféricos  agrupados.  
5.6. Ubicación  de Recipientes  refrigerados.  
5.7. Sistema  de recepción  y/o entrega.  
5.8. Sistema  de Almacenamiento.  
5.9. Tuberías.  
5.10.  Análisis  de flexibilidad.  
5.11.  Uniones  y accesorios.  
5.12.  Válvulas.  
5.13.  Sistema  de relevo  de presión.  
5.14.  Quemadores  (cuando  aplique).  
5.15.  Bombas.  
5.16.  Compresores.  
5.17.  Contención  de derrames  para Almacenamiento  refrigerado.  
5.18.  Drenajes.  
5.19.  Civil.  
5.20.  Sistema  contra  incendio.  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
5.21.  Sistema  de bombeo.  
5.22.  Sistemas  fijos de agua.  
5.23.  Sistemas  de enfriamiento.  
5.24.  Extintores.  
5.25.  Sistema  de supresión  de incendios.  
5.26.  Protección  retardante  al fuego.  
5.27.  Sistema  de detección  de gas y fuego.  
5.28.  Sistema  de protección  contra  la corrosión.  
5.29.  Sistema  eléctrico.  
5.30.  Sistema  de control  distribuido  (SCD).  
5.31.  Sistema  de paro de emergencia  (SPE).  
5.32.  Sistema  de moni toreo  y control.  
5.33.  Activadores  manuales.  
5.34.  Sistema  de comunicación.  
5.35.  Edificios.  
5.36.  Vialidades.  
5.37.  Accesos.  
5.38.  Estacionamiento.  
5.39.  Señalización.  
5.40.  Rutas  de evacuación.  
5.41.  Análisis  de Riesgo  para el Sector  Hidrocarburos  (ARSH) . 
5.42.  Replanteamiento  del Diseño  en base  a los Resultados  de Análisis  de Riesgo  para el Sector  
Hidrocarburos  (ARSH).  
5.43.  Análisis  de Capas  de Protección  (ACP).  
5.44.  Dictamen  de Diseño.  
6. CONSTRUCCIÓN  
6.1. Generalidades.  
6.2. Sistema  de recepción  y/o entrega.  
6.3. Sistema  de Almacenamiento.  
6.4. Tuberías.  
6.5. Uniones  y accesorios.  
6.6. Válvulas.  
6.7. Sistema  de relevo  de presión.  
6.8. Quemador  (cuando  aplique).  
6.9. Bombas  y compresores.  
6.10.  Contención  de derrames.  
6.11.  Drenajes.  
6.12.  Civil.  
6.13.  Sistema  contra  incendio.  
6.14.  Sistema  de bombeo.  
6.15.  Sistemas  fijos de agua.  
6.16.  Sistema  de enfriamiento.  
6.17.  Extintores.  
6.18.  Sistema  de supresión  de incendios.  
6.19.  Sistema  de detección  de gas y fuego.  
6.20.  Sistema  de protección  contra  la corrosión.  
6.21.  Sistema  eléctrico  y alumbrado.  
6.22.  Sistema  de control  distribuido.  
6.23.  Sistema  de paro de emergencia  (SPE).  
6.24.  Edificios.  
6.25.  Vialidades,  accesos  y estacionamientos.  
6.26.  Señalización.  
6.27.  Pruebas.  
6.28.  Conclusión  de la Construcci ón de la Instalación.  
7. REVISIÓN  DE SEGURIDAD  DE PRE-ARRANQUE  (RSPA)  
7.1. Generalidades.  
8. OPERACIÓN  
8.1. Autorizaciones  y registros  para la operación.  
8.2. Administración  del cambio.  
8.3. Análisis  de Riesgos  para el Sector  Hidrocarburos  (ARSH)  para Instalaciones  en operación.  
8.4. Análisis  de Capas  de Protección  (ACP).  
8.5. Competencias  del personal  de la Instalación  de Almacenamiento  de GLP.  
8.6. Manual  de operación.  
8.7. Prácticas  de trabajo  seguro.  
8.8. Bitácora  de operación.  
8.9. Operación  de válvula s. 
8.10.  Operación  de equipo  de bombeo.  
8.11.  Sistema  contra  incendio.  
8.12.  Sistema  de detección  de gas y fuego.  
8.13.  Sistema  de protección  catódica.  
8.14.  Sistema  eléctrico.  
8.15.  Sistema  de monitoreo  y control.  
8.16.  Vialidades,  accesos  y estacionamien to. 
8.17.  Señalización.  
8.18.  Sistema  de protección  ambiental.  
9. MANTENIMIENTO  
9.1. Generalidades.  
9.2. Permisos de trabajo.  
9.3. Trabajo en caliente.  
9.4. Manual de mantenimiento.  
9.5. Programa de mantenimiento.  
9.6. Bitácora de inspección y mantenimient o.  DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
9.7. Administración del mantenimiento.  
9.8. Sistemas de recepción y/o entrega.  
9.9. Sistema de almacenamiento.  
9.10.  Sistemas de tuberías, componentes y equipos.  
9.11.  Válvulas.  
9.12.  Reparación de equipo.  
9.13.  Quemadores (cuando aplique).  
9.14.  Drenaj es. 
9.15.  Sistema contra incendio.  
9.16.  Protección retardante al fuego.  
9.17.  Sistema de detección de gas y fuego.  
9.18.  Control de corrosión.  
9.19.  Sistema de protección catódica.  
9.20.  Sistema eléctrico.  
9.21.  Sistema de monitoreo y control.  
9.22.  Siste mas instrumentados de seguridad.  
9.23.  Vialidades, accesos y estacionamientos.  
9.24.  Señalización.  
9.25.  Sistema de protección ambiental.  
9.26.  Dictamen de operación y mantenimiento.  
10. PROCEDIMIENTO  DE EVALUACIÓN  DE LA CONFORMIDAD  
11. GRADO  DE CONCORDANC IA CON  NORMAS  NACIONALES  E INTERNACIONALES  
12. VIGILANCIA  DE LA NORMA  
TRANSITORIOS  
APÉNDICE  A NORMATIVO  
BIBLIOGRAFÍA  
1. OBJETIVO.  
El presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana establece las especificaciones técnicas y requisitos de 
Seguridad Industrial, S eguridad Operativa, y protección al medio ambiente, que deben ser aplicados en el 
Diseño, Construcción, Pre -arranque, Operación y Mantenimiento de las Instalaciones terrestres y/o marítimas 
de Almacenamiento de Gas Licuado de Petróleo (GLP), para prevenir daños a la población, Instalaciones y al 
medio ambiente.  
2. CAMPO DE APLICACIÓN.  
El presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana, aplica en todo el territorio nacional y zonas donde la 
Nación ejerza su soberanía y jurisdicción, es de observancia general y o bligatoria para los Regulados que 
realicen actividades de:  
I. Almacenamiento terrestre y/o marítimas de GLP; desde el punto de recepción hasta el punto de 
entrega del combustible.  
II. Transporte por Ducto o medios distintos a Ducto de GLP cuando dentro de su infraestructura utilice 
Instalaciones de recepción, guarda y entrega de GLP como una actividad operativa.  
Forman parte del alcance de este Proyecto de Norma Oficial Mexicana los:  
I. Sistemas de recepción y/o entrega por:  
a) Ducto, y  
b) Medios distintos a Ducto.  
II. Sistemas de Almacenamiento en:  
a) Recipientes a presión, y  
b) Recipientes refrigerados.  
Este Proyecto de Norma Oficial Mexicana excluye lo siguiente:  
I. Instalaciones de Almacenamiento subterráneo;  
II. Tanques de concreto para el Almacenamient o de GLP, y  
III. Almacenamiento utilizado dentro del proceso de una Refinería o de un Complejo Procesador de Gas 
(CPG).  
3. REFERENCIAS NORMATIVAS.  
Para el cumplimiento del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana se deben consultar los siguientes 
docume ntos o aquellos que los modifiquen o sustituyan.  
 Norma Oficial Mexicana NOM -009-SESH -2011. - Recipientes para contener Gas L.P., tipo no 
transportable. Especificaciones y métodos de prueba. Publicada en el Diario Oficial de la Federación 
el 8 de septiembre de 2011.  
 Norma Oficial Mexicana NOM -001-SEDE -2012. - Instalaciones Eléctricas (utilización). Publicada en el 
Diario Oficial de la Federación el 29 de noviembre de 2012.  
 Norma Oficial Mexicana NOM -001-STPS -2008. - Edificios, locales, instalaciones y áreas en los centros 
de trabajo. Condiciones de seguridad. Publicada en el Diario Oficial de la Federación el 24 de 
noviembre de 2008.  
 Norma Oficial Mexicana NOM -002-STPS -2010. - Condiciones de seguridad -Prevención y protección 
contra incendios en los centros de tra bajo. Publicada en el Diario Oficial de la Federación el 9 de 
diciembre de 2010.  
 Norma Oficial Mexicana NOM -018-STPS -2015. - Sistema armonizado para la identificación y 
comunicación de peligros y riesgos por sustancias químicas peligrosas en los centros de trabajo. 
Publicada en el Diario Oficial de la Federación el 9 de octubre de 2015.  
 Norma Oficial Mexicana NOM -022-STPS -2015. - Electricidad estática en los centros de  trabajo -
Condiciones de seguridad. Publicada en el Diario Oficial de la Federación el 1 de a bril de 2016.  
 Norma Oficial Mexicana NOM -025-STPS -2008. - Condiciones de iluminación en los centros de trabajo. 
Publicada en el Diario Oficial de la Federación el 30 de diciembre de 2008.  
 Norma Oficial Mexicana NOM -026-STPS -2008. - Colores y señales de segur idad e higiene, e 
identificación de riesgos por fluidos conducidos en tuberías. Publicada en el Diario Oficial de la 
Federación el 25 de noviembre de 2008.  
 Norma Oficial Mexicana NOM -100-STPS -1994. - Seguridad -Extintores contra incendio a base de polvo 
quím ico seco con presión contenida -Especificaciones. Publicada en el Diario Oficial de la Federación 
el 8 de enero de 1996.  
 Norma Oficial Mexicana NOM -003-SEGOB -2011. - Señales y avisos para protección civil. - Colores, 
formas y símbolos a utilizar. Publicada en  el Diario Oficial de la Federación el 23 de diciembre de 
2011.  
 Norma Oficial Mexicana NOM -154-SCFI -2005. - Equipos contra incendio -Extintores -Servicio de 
mantenimiento y recarga. Publicada en el Diario Oficial de la Federación el 26 de diciembre de 2005.  
 Norma Oficial Mexicana NOM -093-SCFl -2020. - Válvulas de relevo de presión (Seguridad, seguridad -
Alivio y alivio) operados por resorte y piloto; fabricados de acero y bronce (cancela a la  NOM -093-
SCFI -1994).  Publicada en el Diario Oficial de la Federación el  25 de noviembre de 2021  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
 Norma Oficial Mexicana NOM -084-SCT1 -2002. - Telecomunicaciones -Radiocomunicación -
Especificaciones técnicas de los equipos transmisores destinados al servicio móvil de 
radiocomunicación especializada de flotillas. Publicada en el Dia rio Oficial de la Federación el 17 de 
abril de 2003.  
 Norma Mexicana NMX -B-177-1990. - Tubos de acero con o sin costura, negros y galvanizados por 
inmersión en caliente,  declaratoria de vigencia publicada en el Diario Oficial de la Federación 18 de 
julio de 1990.  
 DISPOSICIONES Administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos para la 
conformación, implementación y autorización de los Sistemas de Administración de Seguridad 
industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente aplica bles a las actividades del Sector 
Hidrocarburos que se indican. Publicadas en el Diario Oficial de la Federación el 13 de mayo de 2016 
y sus modificaciones.  
 DISPOSICIONES Administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos para la 
elaboraci ón de los protocolos de respuesta a emergencias en las actividades del Sector 
Hidrocarburos. Publicadas en el Diario Oficial de la Federación el 22 de marzo de 2019.  
 DISPOSICIONES administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos para Inf ormar 
la ocurrencia de incidentes y accidentes a la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección 
al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos. Publicadas en el Diario Oficial de la Federación el 4 de 
noviembre de 2016.  
 RESOLUCIÓN por la que la Co misión Reguladora de Energía expide las disposiciones administrativas 
de carácter general en materia de medición aplicables a la actividad de almacenamiento de petróleo, 
petrolíferos y petroquímicos. Publicadas en el Diario Oficial de la Federación el 11 d e enero de 2016.  
 ISO 834 -10: 2014. - Fire resistance tests -- Elements of building construction -- Part 10: Specific 
requirements to determine the contribution of applied fire protection materials to structural steel 
elements; (Ensayos de resistencia al fue go. Elementos de construcción de edificios. Parte 10: 
Requisitos específicos para determinar la contribución de los materiales de protección contra 
incendios aplicados a los elementos de acero estructural).  
 ISO 14520 -1: 2016. - Gaseous fire -extinguishing sy stems - Physical properties and system design -
Part 1: General requirements; (Sistemas gaseosos de extinción de incendios. Propiedades físicas y 
diseño del sistema. Parte 1: Requisitos generales).  
 ISO 7240 partes 7,  9, 10, 16 y 19: 2018. - Fire Detection An d Fire Alarm Systems; (Sistemas de 
detección y alarma de incendios).  
 ISO 12696:2016. - Cathodic protection of steel in concrete; (Protección catódica de acero en concreto).  
 ISO 12944 -1:2017. - Paints and varnishes - Corrosion protection of steel structures b y protective paint 
systems - Part 1: General introduction; (Pinturas y barnices. Protección contra la corrosión de 
estructuras de acero mediante sistemas de pintura protectora. Parte 1: Introducción general).  
 ISO 12944 -2:2017. - Paints and varnishes - Corro sion protection of steel structures by protective paint 
systems - Part 2: Classification of environments (Pinturas y barnices. Protección contra la corrosión de 
estructuras de acero mediante sistemas de pintura protectora. Parte 2: Clasificación de ambient es). 
 ISO 13707:2000. - Petroleum and natural gas industries - Reciprocating compressors; (Industrias del 
petróleo y del gas natural - Compresores reciprocantes).  
 ISO 13709:2009. - Centrifugal pumps for petroleum, petrochemical and natural gas industries; 
(Bombas centrífugas para la industria del petróleo, petroquímica y gas natural).  
 ISO 13710. - Petroleum, petrochemical and natural gas industries - Reciprocating positive 
displacement pumps; (Industrias del petróleo, petroquímica y del gas natural - Bombas de 
desplazamiento positivo rec iprocantes).  
 ISO 21049:2010. - Pumps - Shaft sealing systems for centrifugal and rotary pumps; (Bombas: sistemas 
de sellado de ejes para bombas centrífugas y rotativas).  
 ISO 10438 -1.- Petroleum, petrochemical and natural gas indus tries - Lubrication, shaft -sealing and 
control -oil systems and auxiliaries - Part 1: General requirements; (Industrias del petróleo, 
petroquímica y de gas natural. Sistemas auxiliares de lubricación, sellado de ejes y control de aceite. 
Parte 1: Requisitos  generales).  
 ISO 14692 -3.- Petroleum and natural gas industries - Glass -reinforced plastics (GRP) piping -Part 3: 
System design; (Industrias del petróleo y del gas natural - Tuberías de plástico reforzado con vidrio 
(GRP) - Parte 3: Diseño del sistema).  
 ISO 2928:2003. - Rubber hoses and hose assemblies for liquefied petroleum gas (LPG) in the liquid or 
gaseous phase and natural gas up to 25 bar (2,5 MPa) - Specification; (Mangueras de caucho y 
conjuntos de mangueras para gas licuado de petróleo (GLP) en fase  líquida o gaseosa y gas natural 
hasta 25 bar (2,5 MPa) - Especificación).  
 ASTM A106. - Standard Specification for Seamless Carbon Steel Pipe for High -Temperature Service; 
(Especificación estándar para tubería de acero al carbono sin costura para servicio d e alta 
temperatura).  
 ASTM A53. - Standard Specification for Pipe, Steel, Black and Hot -Dipped, Zinc -Coated, Welded and 
Seamless; (Especificación estándar para tubería, acero, negro y sumergido en caliente, recubierto de 
zinc, soldado y sin costura).  
 ANSI Z2 1.80/CSA 6.22. - Line Pressure Regulators; (Reguladores de presión en línea).  
 API 5L, Anexo J. - Specification for Line Pipe; (Especificación para línea de tubería).  
 API 6D. - Specification for Pipeline Valves; (Especificación para válvulas en tubería).  
 API R P 520. - Sizing, Selection, and Installation of Pressure -Relieving Devices in Refineries; 
Dimensionamiento, selección e instalación de dispositivos de alivio de presión en refinerías)  
 API 520 -Part I. - Sizing, Selection, and Installation of Pressure -relievin g Devices, Part I -Sizing and 
Selection; (Dimensionamiento, selección e instalación de dispositivos de alivio de presión, Parte I. 
Dimensionamiento y selección).  
 API 521. - Guide for Pressure -Relieving and Depressuring Systems; (Guía para sistemas de 
descomp resión y alivio de presión).  
 API 537. - Flare Details for Petroleum, Petrochemical, and Natural Gas Industries; (Detalles de 
antorcha para las industrias de petróleo, petroquímica y gas natural.  
 API 600. - Steel Gate Valves -Flanged and Butt -welding Ends, Bol ted Bonnets; (Válvulas de acero de 
compuerta - Extremos con bridas y para soldar a tope, bonetes atornillados).  
 API 610. - Centrifugal Pumps for Petroleum, Petrochemical, and Natural Gas Industries; (Bombas 
centrífugas para las industrias del petróleo, petr oquímica y gas natural).  
 API 617. - Axial and Centrifugal Compressors and Expander -compressors; (Compresores Axiales, 
Centrífugos y Expansores - Compresores).  
 API 625. - Tank Systems for Refrigerated Liquefied Gas Storage; (Sistemas para almacenamiento de 
gas licuado refrigerado en tanques).  
 API 650. - Welded Tanks for Oil Storage; (Tanques soldados para almacenamiento de aceite).  
 API 674. - Positive Displacement Pumps -Reciprocating; (Bombas de desplazamiento  positivo -
reciprocantes).  
 API 675. - Positive Displac ement Pumps -Controlled Volume for Petroleum, Chemical, and Gas Industry 
Services; (Bombas de desplazamiento positivo: volumen controlado para servicios de la industria del 
petróleo, química y gas).  
 API 676. - Positive Displacement Pumps - Rotary; (Bombas de  desplazamiento positivo: rotativas).   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
 API 682. - Pumps -Shaft Sealing Systems for Centrifugal and Rotary Pumps; (Bombas: sistemas de 
sellado de ejes para bombas centrífugas y rotativas).  
 API 2000. - Venting Atmospheric and Low -Pressure Storage Tanks; (Ventila ción de tanques de 
almacenamiento atmosféricos y de baja presión).  
 API 2218. - Fireproofing Practices in Petroleum and Petrochemical Processing Plants; (Prácticas 
ignífugas en plantas de procesamiento de petróleo y petroquímica).  
 API 2510. - Design and Const ruction of LPG Installations; (Diseño y Construcción de Instalaciones de 
GLP).  
 ASME B16.5. - Pipe Flanges and Flanged Fittings; (Bridas para tubería y accesorios con bridas).  
 ASME B16.9. - Factory -Made Wrought Buttwelding Fittings; (Accesorios de soldadura a  tope forjados 
hechos en fábrica).  
 ASME B16.11. - Forged Fittings, Socket -Welding and Threaded; (Accesorios Forjados, Socket -Welding 
y Roscados).  
 ASME B16.47. - Large Diameter Steel Flanges: NPS 26 through NPS 60; (Bridas de acero de 
diámetros mayores: NPS 2 6 a NPS 60).  
 ASME B31.3 -2016. - Sección VIII Process Piping; (Tubería de proceso).  
 ASME B31.8 -2016. - Gas Transmission and Distribution Piping Systems; (Sistema de tubería para 
transporte y distribución de gas).  
 ASME B19.3. - Safety Standard for Compressors f or Process Industries; (Estándar de seguridad para 
compresores en las industrias de procesos).  
 ASME BPVC, Section VIII Division I. -Rules for Construction of Pressure Vessels; (Reglas para la 
construcción de recipientes a presión).  
 ASME Sección IX . Welding:  Development and Qualification of Procedures and Welders; (Soldadura: 
Desarrollo y Calificación de Procedimientos y Soldadores).  
 ASME PTC 8.2. - Centrifugal Pumps; (Bombas centr ífugas).  
 Offshore Standard DNV -OS-E403 Offshore loading buoys; (Boyas de carga e n costa fuera).  
 IEC 60079. - Explosive atmospheres -Part 29 -2: Gas detectors - Selection, installation, use and 
maintenance of detectors for flammable gases and oxygen; (Atmósferas explosivas -Parte 29 -2: 
Detectores de gas - Selección, instalación, uso y ma ntenimiento de detectores de gases inflamables y 
oxígeno).  
 IEC 61508. - Functional safety of programmable electronic safety -related systems; (Seguridad 
funcional de los sistemas eléctricos/electrónicos/electrónicos programables relacionados con la 
seguridad ). 
 NACE SP 0169 -2013. - Control of External Corrosion on Underground or Submerged Metallic Piping 
Systems; (Control de corrosión externa en sistemas de tuberías de acero enterrados o sumergidos).  
 NFPA 10, 2018. - Standard for Portable Fire Extinguishers; (Es tándar para extinguidores portátiles 
contra incendios).  
 NFPA 13, 2019. - Standard for the Installation of Sprinkler Systems;  (Estándar para la instalación de 
sistemas de rociadores).  
 NFPA 14, 2015. - Standard for the Installation of Standpipe and Hose System s; (Estándar para la 
instalación de sistemas de tuberías verticales y de mangueras).  
 NFPA 15, 2017. - Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection; (Estándar para 
sistemas fijos de aspersores de agua para protección contra incendios).  
 NFPA 20,  2019. - Standard for the Installation of Stationary Pumps for Fire Protection; (Estándar para 
la instalación de bombas estacionarias para protección contra incendios).  
 NFPA 22 -2018. - Standard For Water Tanks for Private Fire Protection; (Estándar para tanq ues de 
agua para protección contra incendios).  
 NFPA 24, 2019. - Standard for the Installation of Private Fire Service Mains and Their Appurtenances; 
(Estándar para la instalación de redes exclusivas para el servicio contra incendios y sus accesorios).  
 NFPA 25, 2017. - Standard for the Inspection, Testing, and Maintenance of Water -Based Fire 
Protection Systems; (Estándar para la inspección, prueba y mantenimiento de sistemas de protección 
contra incendios a base de agua).  
 NFPA 30, 2018. - Flammable and Combusti ble Liquids Code; (Código de Líquidos Inflamables y 
Combustibles).  
 NFPA 58, 2020. - Liquefied Petroleum Gas Code; (Código de Gas Licuado del Petróleo).  
 NFPA 72, 2019. - National Fire Alarm and Signaling Code; (Código Nacional de Alarmas de Incendio y 
Señaliz ación).  
 NFPA 2001, 2018. - Standard on Clean Agent Fire Extinguishing; (Sistemas de Extinción de Incendios 
con Agente Limpio).  
 UL 21, Standard for safety LP -Gas Hose; (Estándar de seguridad de Manguera de Gas LP).  
 UL 569, Standard for Pigtails and Flexible Hose Connectors for LP -Gas; (Estándar para conectores de 
manguera flexible para gas LP).  
4. DEFINICIONES.  
Para efectos de la interpretación y aplicación de este Proyecto de Norma Oficial Mexicana, se aplican los 
conceptos y definiciones en singular o plura l, previstos en la Ley de la Agencia Nacional de Seguridad 
Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, la Ley de Hidrocarburos, la Ley de 
Infraestructura de la Calidad, la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al A mbiente, el 
Reglamento de las Actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos, el Reglamento 
Interior de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector 
Hidrocarburos, el Reglamento de la L ey Federal sobre Metrología y Normalización, así como en las Normas 
Oficiales Mexicanas, Disposiciones administrativas de carácter general competencia de la Agencia y a las 
definiciones siguientes:  
4.1. Almacenamiento refrigerado:  Condición de un sistema e n la que el GLP almacenado es enfriado a 
la temperatura de ebullición correspondiente a la presión interna del Recipiente de Almacenamiento que, en 
este caso, es aproximadamente igual a la atmosférica.  
4.2. Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos ( ARSH): Documento que integra la identificación 
de peligros, evaluación y Análisis de Riesgos de Procesos, con el fin de determinar metodológica, sistemática 
y consistentemente los Escenarios de Riesgo generados por un Proyecto y/o Instalación, así como la 
existencia de dispositivos, Sistemas de Seguridad, Salvaguardas y barreras apropiadas y suficientes para 
reducir la probabilidad y/o consecuencias de los Escenarios de Riesgo identificados; incluye el análisis de las 
interacciones de Riesgo y vulnerabilida des hacia el personal, población, medio ambiente, Instalaciones y 
producción, así como las recomendaciones o medidas de prevención, control, mitigación y/o compensación 
para la reducción de Riesgos a un nivel Tolerable.  
4.3. Auto refrigeración: El efecto d e enfriamiento que resulta de la vaporización del GLP cuando se libera 
a una presión más baja.  
4.4. Dispositivo de alivio de presión o dispositivo de seguridad: Los accesorios o cualquier otro 
elemento calibrado para desahogar una sobrepresión, tales como válvulas de seguridad, válvulas de alivio de 
presión, discos de ruptura, entre otros.  
4.5. Envolvente: Material colocado alrededor de la pared metálica de un Tanque de Almacenamiento o 
Recipiente a presión y que está compuesto por una o más capas entre las  cuales puede colocarse un material 
aislante o protector con el fin de ocupar el espacio anular.  
4.6. Hallazgo: El resultado de evaluar la evidencia contra un criterio.  
4.7. Instalación marítima: Instalación de almacenamiento establecida en un puerto, incl uida su zona de 
agua, que permite la realización integral de la operación de carga y descarga vía Buque -tanque.  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
4.8. Instalación reparada o modificada: Es el conjunto de estructuras, equipos, tuberías, sistemas 
eléctricos, accesorios, instrumentos, hardwar e, software, dispuestos para un proceso, servicio principal, 
Almacenamiento, carga/descarga de productos, sistema de desfogue, transporte, distribución y reparto, entre 
otros, que han sido intervenidos por mantenimiento para asegurar que continúen desempeñ ando las funciones 
para las cuales fueron diseñados.  
4.9. Instalación reactivada: Instalación que ha salido de operación, que no ha sido modificada ni 
rehabilitada y se vuelve a poner en operación, dentro de un periodo menor a ciento ochenta días naturales . 
4.10.  Líquido inflamable: Es cualquier sustancia que tenga una presión de vapor igual o menor a 
347.7847 kPa a 293 K, una fluidez mayor a 300 en asfalto, y una temperatura de inflamabilidad menor  a 311 
K. 
4.11.  Monoboya: Boya anclada en profundidad sufi ciente en la que se amarran embarcaciones que 
pueden o no anclarse, para cargar o descargar Petrolíferos y/o Petróleo . 
4.12. Proyecto: Actividad del Sector Hidrocarburos que se desarrolla o se pretende desarrollar en una o 
varias Instalaciones, y que se en cuentra vinculada a un permiso o autorización emitido por la Secretaría de 
Energía o la Comisión Reguladora de Energía o bien, a un Plan de Exploración o de Desarrollo para la 
Extracción, aprobados por la Comisión Nacional de Hidrocarburos.  
4.13. Punto de inflamabilidad: Temperatura mínima de un combustible líquido a la cual se produce 
suficiente vapor para formar una mezcla inflamable con el aire, cerca de la superficie del líquido, dentro o 
fuera de cualquier recipiente.  
4.14.  Recipiente a presión: Los re cipientes no transportables, ya sean esféricos o cilíndricos horizontales 
o verticales, que son construidos para almacenar GLP y que operan a una presión manométrica no menor a 
103 kPa. Para fines de esta norma los recipientes destinados a colocarse a la i ntemperie se clasifican en:  
Tipo A: Recipientes con capacidad nominal mayor a 5 000 y hasta 455 000 litros de agua.  
Tipo E: Recipientes esféricos con capacidad mayor a 378 000 litros de agua para temperatura ambiente.  
4.15.  Recipiente esférico: Recipiente no transportable utilizado para almacenar GLP a presiones 
superiores a la atmosférica y que, por su peso, capacidad, forma o dimensiones, debe ser construido en su 
sitio de ubicación, corresponde al Tipo E: Recipientes esféricos con capacidad mayor a 378 0 00 litros de agua 
para temperatura ambiente.  
4.16.  Recipiente horizontal: Recipiente no transportable para almacenar GLP en el cual el eje 
longitudinal del recipiente queda dispuesto de manera paralela al piso nivelado en el que se instala su 
cimentación, corresponde al Tipo A: Recipientes con capacidad nominal mayor a 5 000 y hasta 455 000 litros 
de agua.  
4.17.  Recipiente refrigerado: Recipiente no transportable de doble pared metálica, entre las cuales se 
tiene un espacio anular ocupado por un material ai slante para disminuir la transferencia de calor desde el 
medio ambiente exterior hasta el interior del recipiente. Este almacena el GLP a la temperatura de ebullición 
correspondiente a la presión atmosférica. Su presión manométrica es inferior a 103.4 kPa.  
4.18.  Revisión de Seguridad de Pre -arranque (RSPA): Revisión documental y de campo previo al 
arranque de una instalación nueva, reparada, modificada, o reactivada, con la finalidad de verificar que se 
hayan cumplido los aspectos de Seguridad Industrial, S eguridad Operativa y protección al medio ambiente del 
diseño y construcción, así como lo relativo a la operación y el mantenimiento para una operación segura.  
4.19.  Tanque de Almacenamiento: Recipiente no portátil destinado para el Almacenamiento de 
produc tos inflamables o combustibles diferentes al GLP y/o agua.  
5. DISEÑO.  
5.1. Ubicación de las Instalaciones.  
5.1.1.  Las Instalaciones de Almacenamiento de GLP no deben ubicarse en sitios donde existan centros de 
concentración masiva (como: hospitales, edific ios públicos, guarderías, estancias, edificios educativos, entre 
otros). Aunado a lo anterior, se deben considerar los factores siguientes:  
I. La proximidad con asentamientos humanos, privilegiando la ubicación en sitios en donde de 
acuerdo con el radio de  afectación de Zona de Alto Riesgo por radiación térmica y sobrepresión 
estimado del peor caso, no se presenten asentamientos humanos susceptibles a ser afectados ante 
un incidente o accidente;  
II. La proximidad con vías públicas principales ya sea marítim as y/o terrestres, privilegiando la 
ubicación en sitios en donde, de acuerdo al radio de afectación de Zona de Alto Riesgo por 
radiación térmica y sobrepresión estimado del peor caso, no se encuentre este tipo de 
infraestructura, exceptuando a las rutas de  evacuación, de acceso de servicios de emergencia y a 
las vías de acceso propias de recepción y entrega de GLP de la Instalación de Almacenamiento;  
III. Presencia de Instalaciones adyacentes como: industriales, comerciales, de servicios (ductos, 
industria química, líneas de alta tensión), entre otros; que por el tipo de actividad o de servicio 
pudieran potencializar los riesgos con las Instalaciones de Almacenamiento de GLP;  
IV. Disponibilidad de espacio acorde a las cantidades a almacenar de GLP y disponib ilidad de 
infraestructura requerida para las operaciones de recibo y entrega, acorde a la filosofía de operación 
del Proyecto;  
V. Planes de desarrollo municipales, estatales o regionales en los que se incluyan los usos del suelo, la 
ubicación de la instala ción de almacenamiento de GLP debe de estar acorde a los tipos de usos de 
suelo establecidos en dicho Plan;  
VI. La topografía del sitio, privilegiando superficies planas a diferencia de superficies montañosas o con 
pendientes pronunciadas para evitar Riesg os asociados a ese tipo de superficies;  
VII. Geotécnica, geología, geomorfología y tipo de suelos en el sitio debe ser apropiada para el 
desarrollo de la obra civil de la Instalación y las condiciones de carga para la operación de la misma 
sin representar Riesgos relacionados con el suelo;  
VIII. Valoración de la susceptibilidad del sitio a fenómenos naturales: sequías, inundaciones, huracanes, 
tornados, vientos extremos, heladas, granizadas, tormentas eléctricas, tormentas de arena, sismos, 
fallas geológica s, incendios forestales, fracturas geológicas, deslizamientos, corrimientos de tierra, 
derrumbes, hundimientos, tsunamis, vulcanología, entre otros, privilegiando los sitios en donde se 
tenga menor susceptibilidad y en su caso, considerar en el Diseño las protecciones necesarias para 
minimizar los Riesgos asociados a estos fenómenos, considerando los fenómenos críticos en los 
últimos 50 años;  
IX. Valoración de la susceptibilidad de componentes ambientales: cuerpos de agua, áreas naturales 
protegidas de cará cter federal, estatal o municipal, regiones hidrológicas prioritarias, regiones 
marinas prioritarias, regiones terrestres prioritarias, áreas de importancia para la conservación de 
aves, sitios Ramsar, especies de flora y fauna, evitando la ubicación de la  Instalación en sitios 
donde se tenga incidencia sobre dichos componentes ambientales;  
X. Valoración de la susceptibilidad a fenómenos radiológicos, privilegiando los sitios en donde se tenga 
menor susceptibilidad y en su caso, considerar en el diseño las protecciones necesarias para 
minimizar los Riesgos asociados a este fenómeno;  
XI. Deben existir vías de acceso hasta el sitio seleccionado, que constituyan rutas de acceso de los 
cuerpos de emergencia y rutas de evacuación externa ante una emergencia;  
XII. Deben existir servicios e infraestructura pública y/o privada con tiempos de respuesta apropiados 
para apoyar en la atención de emergencias en lo que refiere a atención médica de lesionados, 
combate a incendios, alertamiento, evacuación de la población y búsqueda y rescate;  
XIII. Valoración de Riesgos por incendios externos (quema controlada o no controlada) de vegetación 
aledaña, privilegiando la selección de sitios en donde no se tenga este tipo de Riesgos;  
XIV. Riesgos asociados a fenómenos socio -organi zativos; considerar la seguridad en el sitio, 
privilegiando sitios con mayor seguridad con menores incidencias de vandalismo, sabotaje, 
inestabilidad social, entre otros;   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
XV. Contar en el sitio con infraestructura y servicios para la operación de la Instal ación y para la 
disposición de residuos peligrosos en apego a la normatividad aplicable en esta materia, y  
XVI. Para Instalaciones marítimas la configuración y el acceso marítimo del sitio deben permitir las 
maniobras de entrada y salida de Buque -tanques d e distintos calados de acuerdo con las 
especificaciones de diseño, en operación normal y de emergencia.  
5.1.2.  Para el sitio seleccionado se debe contar como mínimo con la información, datos y estudios 
siguientes:  
I. Estudios de mecánica de suelos;  
II. Estudios de resistividad eléctrica de suelos;  
III. Levantamientos topográficos;  
IV. Estudios de geotécnica;  
V. Estudios de geología y geomorfología;  
VI. Planes de desarrollo municipales, estatales o regionales del lugar;  
VII. Caracterización de suelos;  
VIII. Datos meteorológicos del sitio (al menos los últimos cincuenta años), temperaturas ambiente 
mínimas, máximas y promedios, velocidad y dirección de viento, humedad relativa, radiación solar y 
presión atmosférica;  
IX. Estudios de sismicidad;  
X. Levantamiento  de Instalaciones existentes cercanas o colindantes;  
XI. Levantamiento de asentamientos humanos cercanos y colindantes;  
XII. Estudio de capacidad de Instalaciones existentes (poder de carga);  
XIII. Datos de fenómenos naturales severos que se presentaron so bre un periodo de por lo menos 50 
años, del cual se tenga registro tanto en el sitio como en Instalaciones gemelas, incluyendo las 
afectaciones provocadas por los mismos;  
XIV. Estudio de corrosividad del aire, suelo y agua;  
XV. Para las Instalaciones de Al macenamiento que recibirán GLP por Buque -tanque, contar con 
estudios oceanográficos y de actividad marítima, los cuales deben incluir el acceso marítimo al sitio, 
los movimientos de los Buque -tanques y de otras embarcaciones que, en su caso, se encuentren 
operando en la zona de influencia de la Instalación de Almacenamiento de GLP, y  
XVI. Análisis de Riesgo para el sector Hidrocarburos (ARSH).  
5.1.3.  Una vez establecida la ubicación de las Instalaciones, el Regulado debe elaborar el plano de 
localización ge neral del Proyecto, donde se aprecie la ubicación del sitio, las coordenadas geográficas, y el 
polígono que conforma el área del Proyecto.  
5.2. Distancias mínimas.  
5.2.1.  Distancias de Recipientes a presión con edificios administrativos y lindero de la pro piedad.  
5.2.1.1.  De acuerdo con la capacidad de agua de Almacenamiento de los Recipientes a presión, la 
distancia mínima de separación con los edificios de la Instalación con personal administrativo y el lindero de la 
propiedad de las Instalaciones de Alma cenamiento de GLP, debe ser como se muestra en la Tabla 1 
siguiente:  
Tabla 1. Separación de Recipientes a presión con edificios administrativos  y el lindero de la propiedad  
  
Capacidad de agua de Almacenamiento 
del Recipiente a presión (m 3) Distancia míni ma (m)  
Recipientes a presión con edificios 
administrativos y lindero de la 
propiedad  
7.6 a 114  15 
115 a 265  23 
266 a 341  30 
342 a 454  38 
455 a 757  61 
758 a 3785  91 
Mayor a 3786  122 
Referencia: Tabla 6.4.1.1 de NFPA 58, 2020 Edition.  
5.2.2.  Distanci a entre la Envolvente de un Recipiente a presión y las edificaciones para ocupación 
humana.  
5.2.2.1.  La distancia horizontal mínima entre la tangente vertical de la Envolvente de un Recipiente a 
presión y las edificaciones para ocupación humana, dentro de las Instalaciones de Almacenamiento de GLP 
debe diseñarse conforme a lo siguiente:  
I. A 15 m si el edificio será utilizado como cuarto de control de las Instalaciones de Almacenamiento 
de GLP, y  
II. A 30 m si el edificio se utiliza para otros propósitos (n o relacionados con el control de las 
Instalaciones de Almacenamiento de GLP).  
5.2.3.  Distancia entre Envolventes de Recipientes a presión.  
5.2.3.1.  La distancia horizontal mínima entre las tangentes verticales de las Envolventes de dos 
Recipientes a presió n debe determinarse como sigue:  
I. Entre la tangente vertical de dos Recipientes esféricos 1.5 m o la mitad del diámetro del recipiente 
más grande; se tomará la distancia que resulte mayor, y  
II. Entre la tangente vertical de dos Recipientes horizontales o  entre la tangente vertical de uno 
horizontal y la tangente vertical de uno esférico o vertical, 1.5 m o tres cuartos del diámetro del 
recipiente más grande; se tomará la distancia que resulte mayor.  
5.2.4.  Distancia entre un Recipiente a presión y un reci piente o Tanque de Almacenamiento no 
presurizado.  
5.2.4.1.  La distancia horizontal mínima entre la tangente vertical de la Envolvente de un Recipiente a 
presión y la tangente vertical de la Envolvente de cualquier otro recipiente o Tanque de Almacenamiento  no 
presurizado que contenga un Líquido inflamable o peligroso, debe ser la siguiente:  
I. Si el Almacenamiento es en Recipiente refrigerado, la separación debe ser de tres cuartos del 
diámetro del recipiente mayor;  
II. Si el Almacenamiento es en recipiente  o Tanque atmosférico y está diseñado para contener material 
con un Punto de inflamabilidad menor a 311 K, la separación debe ser equivalente al diámetro del 
recipiente o tanque mayor, y  
III. Si el Almacenamiento es en recipiente o tanque atmosférico y est á diseñado para contener material 
con un Punto de inflamabilidad mayor a 311 K, la separación debe ser equivalente a la mitad del 
diámetro del recipiente o tanque mayor.  
5.2.5.  Distancia entre un Recipiente a presión y el área de contención de derrames.  
5.2.5.1.  La distancia horizontal mínima entre la tangente vertical de la Envolvente de un Recipiente a 
presión y el borde de un área de contención de derrames para Tanques de Almacenamiento de Líquidos 
inflamables o combustibles, debe ser como mínimo de 5 m.  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
5.2.5.2.  Si es necesaria la contención de derrames y se lleva a cabo mediante el uso de diques o paredes, 
el borde del área de contención de derrames para la determinación de las distancias mínimas se define como 
la línea central del dique o de la pared.  Si la contención del derrame es mediante bordos, desniveles o 
canales, el borde del área de contención de derrames para la determinación de las distancias mínimas se 
define como el borde externo del área mojada en el incidente considerado como criterio de  Diseño para la 
Instalación de contención de derrames.  
5.2.6.  Distancia entre un Recipiente a presión y un Ducto.  
5.2.6.1.  Se debe guardar una distancia mínima de 150 m de las tangentes de los Recipientes a presión 
con el Ducto troncal del sistema de trans porte.  
5.2.7.  Distancia entre un Recipiente a presión o Recipiente refrigerado hacia equipos y/o infraestructura.  
5.2.7.1.  La distancia horizontal mínima entre la tangente vertical de la Envolvente del Recipiente a presión 
o Recipiente refrigerado hacia lo s equipos y/o infraestructura de la Instalación deben ser las siguientes:  
I. 15 m a tanques de proceso;  
II. 30 m a quemadores u otro equipo que contenga flamas expuestas;  
III. 15 m a otro equipo de combustión;  
IV. 5 m a las bombas que tomen succión de los Recipientes para Almacenamiento de GLP;  
V. 15 m a cualquier otro equipo rotativo;  
VI. 15 m a las líneas de transmisión de energía eléctrica aérea y subestaciones eléctricas;  
VII. 15 m a instalaciones de Trasvase de Auto -tanques, Semirremolques y Carro -tanques; 
VIII. 30 m a canales de navegación, muelles y atracaderos;  
IX. 30 m a el área de estacionamiento, y  
X. 15 m a motores estacionarios de combustión interna.  
5.2.8.  Distancia de Recipientes refrigerados con edificios administrativos, Tanques de Almacenam iento 
para Líquidos inflamables o combustibles y lindero de la propiedad.  
5.2.8.1.  De acuerdo con la capacidad de agua de almacenamiento de los Recipientes refrigerados 
diseñados para operar a más de 103 kPa, la distancia mínima de separación con edificios  de la Instalación 
con personal administrativo, Tanques de Almacenamiento para Líquidos inflamables o combustibles y el 
lindero de la propiedad de la Instalación de Almacenamiento de GLP, debe ser como se muestra en la Tabla 2 
siguiente:  
Tabla 2. Distancia s mínimas para Recipientes refrigerados  a una presión mayor de 103 kPa  
  
Capacidad de agua de 
Almacenamiento del 
Recipiente refrigerado  
(m3) Distancia mínima (m)  
Recipientes refrigerados con edificios 
administrativos, Tanques de 
Almacenamiento para Líquid os 
inflamables o combustibles y lindero de la 
propiedad  
Menor o igual a 265  23 
266 a 341  30 
342 a 454  38 
455 a 757  61 
758 a 3785  91 
Mayor a 3786  122 
Retomada: Tabla 13.7.1 de NFPA 58, 2020 Edition  
5.2.8.2.  De acuerdo con la capacidad de agua de Alma cenamiento de los Recipientes refrigerados 
diseñados para operar a menos de 103 kPa, la distancia mínima de separación con edificios administrativos 
de la Instalación, Tanques de Almacenamiento para Líquidos inflamables o combustibles y el lindero de la 
propiedad de las Instalaciones de Almacenamiento de GLP, debe ser como se muestra en la Tabla 3 
siguiente:  
Tabla 3. Distancias mínimas para Recipientes refrigerados  a una presión menor a 103 kPa  
  
Capacidad de agua de 
Almacenamiento del 
Recipiente refrigera do 
(m3) Distancia mínima (m)  
Recipientes refrigerados con edificios 
administrativos, Tanques de 
Almacenamiento para Líquidos 
inflamables o combustibles y lindero de 
la propiedad  
Menor o igual a 265  25 
Mayor a 266  30 
Retomada: Tabla 13.7.2 de NFPA 58, 20 20 Edition  
5.2.9.  Distancia entre Envolventes de Recipientes refrigerados.  
5.2.9.1.  La distancia horizontal mínima entre las tangentes verticales de las Envolventes de los 
Recipientes refrigerados adyacentes debe ser la mitad del diámetro del recipiente ma yor. 
5.2.10.  Distancia entre un Recipiente refrigerado y un Recipiente a presión o Tanque de Almacenamiento.  
5.2.10.1.  La distancia horizontal mínima entre la tangente vertical de la Envolvente de un Recipiente 
refrigerado y la Envolvente de otro Recipient e a presión o Tanque de Almacenamiento debe ser la mayor de 
las siguientes distancias:  
I. Tres cuartos del diámetro del recipiente mayor cuando el Almacenamiento es en Recipiente a 
presión;  
II. Un diámetro del recipiente o tanque mayor cuando el Almacenami ento es en tanque atmosférico y 
está diseñado para contener material cuyo Punto de inflamabilidad sea menor a 315 K, y  
III. La mitad del diámetro del recipiente o tanque mayor cuando el Almacenamiento es en tanque 
atmosférico y está diseñado para contener material con un Punto de inflamabilidad mayor a 315 K.  
5.2.11.  Distancia del área de recepción y/o entrega de GLP.  
5.2.11.1.  La distancia mínima de separación del área de recepción y/o entrega de GLP hacia los equipos 
y/o infraestructura de las instalacion es debe ser la siguiente:  
I. 25 m a bombas contra incendio;  
II. 15 m a planta de emergencia de energía eléctrica;  
III. 25 m a talleres;  
IV. 25 m a Tanque de Almacenamiento de agua;  
V. 15 m del área o cuarto de tablero de control eléctrico, y  
VI. 25 m del á rea para estacionamiento.  
5.2.12.  La distribución de los equipos e infraestructura al interior de la Instalación de Almacenamiento de 
GLP debe ser representada en un plano de localización general a una escala adecuada y cumplir con los 
distanciamientos est ablecidos en el presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana.   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
5.3. Ubicación de Recipientes a presión.  
5.3.1.  La ubicación de Recipientes a presión debe ser en áreas abiertas, superficiales, fuera del área de 
contención de derrames de Tanques de Almacenami ento de otros Líquidos inflamables o combustibles, en su 
caso, y fuera del área de contención de derrames de Recipientes refrigerados.  
5.4. Recipientes horizontales agrupados.  
5.4.1.  Los Recipientes horizontales con capacidades de 45 m 3 o mayores no deben ubicarse en grupos de 
más de seis recipientes cada uno. Cuando se requiera instalar grupos múltiples de Recipientes horizontales, 
cada grupo debe estar separado de los grupos adyacentes por una distancia mínima horizontal de 15 m 
considerando la tangente v ertical de Envolvente a Envolvente.  
5.4.2.  La localización determinada en el diseño de estos recipientes debe ser de tal forma que sus ejes 
longitudinales no estén orientados hacia Recipientes esféricos, equipo de proceso, cuartos de control, 
Instalaciones  de recepción o entrega, Tanques de Almacenamiento de Líquidos inflamables o combustibles, y 
no debe haber muelles o atracaderos ubicados en las cercanías de estos recipientes.  
5.5. Recipientes esféricos agrupados.  
5.5.1.  Los Recipientes esféricos no deben  ubicarse en grupos de más de seis recipientes cada uno. 
Cuando se requiera instalar grupos múltiples de Recipientes esféricos, cada grupo debe estar separado de los 
grupos adyacentes por una distancia mínima horizontal de 30 m considerando la tangente ver tical de 
Envolvente a Envolvente.  
5.5.2.  La localización de estos recipientes debe ser de tal forma que se permita la máxima dispersión de 
vapores mediante la libre circulación de aire, así mismo se debe tener un arreglo en filas de no más de dos 
recipient es y al menos un lado de cada recipiente será adyacente a una vía de acceso.  
5.6. Ubicación de Recipientes refrigerados.  
5.6.1.  La ubicación de Recipientes refrigerados debe ser en áreas abiertas, superficiales, fuera del área de 
contención de derrames de Tanques de Almacenamiento de otros Líquidos inflamables o combustibles, en su 
caso, y fuera del área de contención de derrames de Recipientes a presión.  
5.7. Sistema de recepción y/o entrega.  
5.7.1.  Ducto terrestre.  
5.7.1.1.  El sistema para la recepción y/ o entrega por medio de Ducto debe ser diseñado en un área 
independiente al sistema de Almacenamiento de GLP y ubicarse al interior de los linderos de la propiedad, 
estos sistemas deben incorporar un medio para interrumpir de forma rápida y efectiva el fluj o de GLP en caso 
de una emergencia. El diseño debe incluir la manera de impedir o restringir incrementos de presión que 
pongan en Riesgo la integridad de las Instalaciones cuando el flujo sea suspendido.  
5.7.1.2.  El diseño de este sistema tiene que incorpo rar al menos una válvula de corte rápido de 
emergencia (SDV) que puede ser operada:  
I. De forma manual, y  
II. De forma remota desde un lugar accesible y seguro.  
5.7.1.3.  De igual manera, el diseño debe incluir la protección en caso de ocurrir una emergenci a 
considerando al menos lo siguiente:  
I. Cierre automático durante el evento de liberación de GLP;  
II. Cierre automático durante la presencia de calor (fuego), y  
III. Cierre automático ante la pérdida o aumento de presión.  
5.7.1.4.  Las especificaciones y c álculos del espesor de la tubería deben estar de acuerdo con la presión 
de diseño del sistema y dar cumplimiento a lo establecido en el código ASME B31.8 vigente o aquel que lo 
modifique o sustituya, o su equivalente.  
5.7.1.5.  Los sistemas deben ser diseña dos para quedar integrados en su totalidad con tuberías rígidas las 
cuales deben ser instaladas firmemente, excepto en donde exista necesidad de absorber esfuerzos, 
vibraciones, asentamientos, variaciones térmicas o posibles movimientos.  
5.7.1.6.  Cuando en  la ingeniería desarrollada se tenga un tramo de Ducto enterrado, este debe protegerse 
catódicamente contra la corrosión como complemento al recubrimiento anticorrosivo por medio de un sistema 
de ánodos galvánicos o de corriente impresa que garantice la pr otección total del Ducto y sus componentes.  
5.7.2.  Estación de medición y regulación.  
5.7.2.1.  Para el diseño y ubicación de la estación de medición y regulación, se deben tomar en cuenta 
como mínimo los siguientes factores:  
I. Para las especificaciones de  los materiales de la estación de medición y regulación se debe dar 
cumplimiento a lo establecido en los códigos y/o estándares NFPA 58, ASME B31.8, API RP 551 y 
ANSI Z21.80/CSA 6.22, vigentes o aquellos que los modifiquen o sustituyan, o sus equivalentes;  
II. Contar con un patín de medición y regulación para la medición del volumen o masa del GLP y 
regular la presión de entrada de este a las Instalaciones;  
III. Ser ubicada a favor de los vientos dominantes para garantizar que el personal que va a operar, d ar 
mantenimiento, inspeccionar y supervisar la Instalación no corra Riesgos por acumulación de gases;  
IV. Tener una ventilación cruzada a favor de los vientos dominantes para garantizar que el personal que 
va a operar, dar mantenimiento, inspeccionar y sup ervisar la Instalación no corra Riesgos por 
acumulación de gases;  
V. Contar con accesos para el personal y equipos requeridos para futuros trabajos de operación, 
mantenimiento, inspección y atención a emergencias;  
VI. Proporcionar el espacio necesario para  la protección de los equipos e instrumentos para permitir las 
actividades de operación y mantenimiento;  
VII. Incluir filtros de sólidos antes de la medición y/o regulación;  
VIII. Debe incluir válvulas (de cierre por emergencia, de by-pass,  retención, de b loqueo, entre otras);  
IX. Contar con válvulas de bloqueo en el Ducto a la entrada y salida de la estación;  
X. Incluir dispositivos de seguridad para protección por sobrepresión;  
XI. Contar con detectores de mezcla explosiva (gas combustible) y detectores d e fuego;  
XII. Establecer un aislamiento eléctrico a la entrada y salida;  
XIII. La instalación eléctrica debe ser a prueba de explosión y los elementos metálicos deben estar 
conectados a tierra, y  
XIV. Contar con un sistema de apartarrayos.  
5.7.2.2.  El sist ema de medición de la estación de medición y regulación debe contar con el certificado de 
cumplimiento conforme a lo indicado en la RESOLUCIÓN por la que la Comisión Reguladora de Energía 
expide las Disposiciones administrativas de carácter general en mate ria de medición aplicables a la actividad 
de almacenamiento de petróleo, petrolíferos y petroquímicos, emitida por la Comisión Reguladora de Energía, 
vigente o aquella que la sustituya.  
5.7.3.  Buque -tanque.  
5.7.3.1.  Si en el Diseño de las Instalaciones se contempla la recepción y/o entrega mediante Buque -
tanque, la Instalación debe estar conformada por muelles, dársenas o escolleras utilizadas para la recepción 
y/o entrega de GLP.  
5.7.3.2.  El equipo utilizado para sujetar la embarcación al muelle, dársenas o escolleras, como cabos de 
amarre; entre otros, debe diseñarse para realizar la sujeción en forma segura de acuerdo con las reglas  de 
operación del puerto.  
5.7.3.3.  Los cabezales ubicados en muelles deben estar diseñados para permitir el movimiento sin 
restricciones de la tubería en la dirección de expansión o contracción, excepto en los puntos de anclaje 
necesarios.  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
5.7.3.4. Las tuberías submarinas y/o tuberías en el muelle o dársena deben situarse de forma tal que se 
eviten daños ocasionados por las act ividades de esa área, por el paso vehicular o por cualquier otra actividad 
que represente un Riesgo de daño físico.  
5.7.3.5.  Para el caso de tuberías de descarga de líquidos estas deben implementar una válvula check en 
el cabezal junto a la válvula de aisl amiento.  
5.7.3.6. Se requiere contar con válvulas de aislamiento y conexiones de purga en el colector de carga o 
descarga para las líneas de retorno de líquido y de vapor, de modo que las mangueras y los brazos puedan 
bloquearse, vaciarse y despresurizarse  antes de la desconexión.  
5.7.3.7.  Las válvulas de aislamiento para líquidos y las válvulas de vapor de 8 in y de mayor tamaño tienen 
que estar equipadas con operadores eléctricos además de los medios para operación manual.  
5.7.3.8.  Las válvulas que serán operadas con energía eléctrica deben poder cerrarse desde una estación 
de control remoto ubicada al menos a 15 m del área del colector, así como localmente. A menos que la 
válvula falle automáticamente al cerrarse en caso de pérdida de energía, el actuador  de la válvula y su 
suministro de energía dentro de los 15 m de la válvula deben estar protegidos contra fallas operacionales 
debido a la exposición al fuego de al menos 600 s.  
5.7.3.9.  Cada línea de retorno de líquido o de vapor debe ser equipada con una válvula de aislamiento 
accesible ubicada en la costa cerca del acceso al muelle, dársenas o escolleras.  
5.7.3.10.  Todas las tuberías, conductos y otras líneas conductoras en el atracadero o muelle capaces de 
transportar una carga eléctrica deben estar equi padas con bridas aislantes u otros medios para aislarlas 
eléctricamente de la corriente parásita del resto de la Instalación de Almacenamiento de GLP.  
5.7.3.11.  Si no se prevé utilizar un cable de corriente parásita (unión) entre la Instalación y la embarc ación, 
se deben considerar en el Diseño bridas aislantes en los tubos ascendentes a las conexiones de descarga 
entre la embarcación y la Instalación en tierra.  
5.7.3.12.  Las Instalaciones de recepción y/o entrega por medio de Buque -tanques a muelles deben contar 
al menos con la siguiente infraestructura:  
I. Muelle con brazos y/o mangueras marinas para el Trasvase de GLP;  
II. Amarradero para Buque -tanques;  
III. Sistema de alerta audible y visible;  
IV. Sistema de voz, datos y video;  
V. Subestación eléctrica;  
VI. Sistema contra incendio;  
VII. Planta de energía para emergencia en el muelle;  
VIII. Sistema de protección contra la contaminación del agua marina;  
IX. Anemómetro instalado localmente;  
X. Iluminación en las áreas operativas, perimetrales, pasillos y áre as de trabajo de la plataforma del 
muelle;  
XI. Alumbrado perimetral de la Instalación marítima;  
XII. Sistema de luces de seguridad;  
XIII. Medios de aislamiento eléctrico para protección contra arqueo eléctrico durante la conexión y 
desconexión del brazo de  carga y/o manguera, y  
XIV. Sistema de detección de gas y fuego.  
5.7.3.13.  Las mangueras que se usen para la trasferencia del GLP deben ser diseñadas para las 
condiciones de temperatura y presión requeridas, con una presión de ruptura no menor de cinco vec es la 
Presión Máxima de Operación (PMO), así mismo el Diseño debe incluir un sistema de Desconexión Rápida de 
Emergencia (DRE), dando cumplimiento a lo establecido en los estándares ISO 2928, UL 21 y UL 569, 
vigentes o aquellos que los modifiquen o sustitu yan, o sus equivalentes.  
5.7.3.14.  Cuando en las Instalaciones de Almacenamiento de GLP se esperen temperaturas de operación 
inferiores a 222 K, el Diseño debe emplear mangueras metálicas flexibles o tubos y conexiones giratorias.  
5.7.3.15.  Se deben diseña r los medios adecuados de soporte de la manguera y el brazo de descarga.  En 
los contrapesos se debe tener en cuenta la formación de hielo en las mangueras y brazos no aislados.  
5.7.3.16.  Los brazos de carga y descarga para Buque -tanques deben diseñarse co n alarmas que indiquen 
cuando se está llegando al límite de extensión.  
5.7.4.  Monoboya.  
5.7.4.1.  Si en el Diseño de la Instalación de Almacenamiento de GLP se contempla un sistema de 
recepción y/o entrega a través de Monoboya, éste se debe diseñar con lo e stablecido en el estándar  DNV -
OS-E403 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente, dar cumplimiento a las reglas de 
operación del puerto y considerar como mínimo los siguientes  aspectos para su ubicación:  
I. Condiciones ambientales del sitio; 
II. Movimientos de la Monoboya, fuerzas del viento, oleaje, corrientes, variaciones de la marea, 
condiciones del lecho marino, área de maniobra y profundidad del lecho;  
III. Arreglos estructurales;  
IV. Requerimientos de tuberías, estructuras, mangue ras de trasiego, equipos y accesorios;  
V. Requerimientos de protección a la corrosión;  
VI. Condiciones para recepción y/o entrega, y  
VII. Condiciones de anclaje y amarre.  
5.7.4.2.  La ubicación de la Monoboya debe ser representada en una carta marina y en u n plano 
batimétrico del sitio mostrando sus coordenadas.  
5.7.4.3.  Los equipos mínimos que forman parte de la Monoboya son:  
I. Muertos de anclaje;  
II. Conexión a la boya;  
III. Arreglo de válvulas submarinas PLEM (Pipe Line End Manifold)  para conexiones de m angueras en 
operaciones de Trasvase;  
IV. Soporte y protección adecuado de las mangueras y/o conectores flexibles;  
V. Sistema de válvulas;  
VI. Tubería submarina;  
VII. Indicador de flujo;  
VIII. Estación de medición y regulación, y  
IX. Filtro para sólidos.  
5.7.4.4.  Las Instalaciones de recepción y/o entrega por medio de Buque -tanque a Monoboya deben contar 
al menos con la siguiente infraestructura:  
I. Sistema de anclaje y amarradero para Buque -tanques, chalanes o barcazas;  
II. Sistema de alerta audible y visib le para casos de emergencia;  
III. Sistema de luces de seguridad para actividades nocturnas;  
IV. Sistema de voz, datos y video conectado a la instalación marítima;  
V. Sistema respuesta a emergencia por contaminación del agua marina;  
VI. Sistema de medición de GLP en tierra;  
VII. Sistema de paro de emergencia en Buque -tanque, y  
VIII. Mangueras marinas para Trasvase de GLP.   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
5.7.5.  Tubería submarina.  
5.7.5.1.  En el Diseño de la tubería submarina esta debe ubicarse o protegerse de manera que no esté 
expuesta a daños por tráfico marítimo. La tubería en el muelle o dársena debe situarse de forma tal que se 
eviten daños ocasionados por las actividades de esa área, por el paso vehicular o por cualquier otra actividad 
que represente un Riesgo de daño físico.  
5.7.5.2.  Para el Diseño de la tubería submarina de Monoboya a las Instalaciones, se debe considerar 
como mínimo la siguiente información:  
I. Condiciones de operación;  
II. Características y propiedades del GLP;  
III. Parámetros oceanográficos e información meteoroló gica del sitio donde se ubique la tubería 
submarina; (altura de ola, dirección del oleaje, velocidad y dirección de corriente);  
IV. Estudios de batimetría;  
V. Estudios geofísicos y geotécnicos;  
VI. Requerimientos de protección contra la corrosión, y  
VII. Filosofía de operación del sistema.  
5.7.5.3.  Para las especificaciones de los materiales de Monoboya y tubería submarina, así como para el 
cálculo del espesor de la tubería se debe dar cumplimiento a lo establecido en el código ASME B31.4 y/o 
estándar API 5 L Anexo J, vigentes, equivalentes o aquellos que los sustituyan.  
5.7.6.  Carro -tanque.  
5.7.6.1.  Si el Diseño de las Instalaciones de Almacenamiento de GLP contempla la recepción y/o entrega 
mediante Carro -tanque, se debe incluir un área de maniobras para qu e los Carro -tanques que ingresen o 
salgan de las Instalaciones se puedan estacionar sin problema.  
5.7.6.2.  Cuando existan vías de ferrocarril en los accesos a las Instalaciones de Almacenamiento, el 
Diseño de los cruces debe tener una terminación nivelada y firme que permita el paso fácil de vehículos.  
5.7.6.3.  La circulación de los Carro -tanques debe estar separada del acceso del tráfico ligero, y contar con 
vías que faciliten las maniobras, fluidez y amplitud para los giros necesarios y la circulación, te niendo una 
terminación superficial consolidada y con las pendientes adecuadas para el desalojo de aguas pluviales y el 
encauce de las mismas al drenaje correspondiente.  
5.7.6.4.  Para el Diseño de la infraestructura, parámetros de seguridad para los sistema s, componentes, y 
dispositivos del equipo ferroviario de arrastre de la Instalación, se requiere que cumpla con la normatividad 
nacional vigente en materia de transportación ferroviaria.  
5.7.6.5.  En el Diseño del área de recepción y/o entrega se deben situ ar tomas de recepción y carga para 
Carro -tanque a un lado de la espuela del ferrocarril y a una altura aproximada al domo del Carro -tanque, las 
cuales deben estar provistas de una escalera fija que permita un fácil acceso para el personal que realice  las 
actividades de Trasvase de GLP.  
5.7.6.6.  Cada toma debe estar equipada al menos con un medidor de flujo másico, una válvula de corte de 
emergencia, una Unidad Local de Control (UCL por sus siglas en inglés), un medio para interrumpir de forma 
rápida y efec tiva el flujo de GLP en caso de una emergencia, así como una forma de impedir o restringir 
incrementos de presión que pongan en riesgo la integridad de las Instalaciones cuando el flujo sea 
suspendido.  
5.7.6.7.  Los medios para realizar el Trasvase de GLP r equieren ser especificados de acuerdo con lo 
siguiente:  
I. Las mangueras deben ser de materiales resistentes al GLP en fase líquida o fase de vapor y deben 
dar cumplimiento a lo establecido en los estándares ISO 2928 y/o UL 21, vigentes o aquellos que los 
modifiquen o sustituyan, o sus equivalentes;  
II. Deben considerar medidas para proporcionar el soporte adecuado de las mangueras, tomando en 
consideración los contrapesos (peso de la acumulación de hielo), en caso de que aplique;  
III. Las mangueras deben e star diseñadas para una presión manométrica de trabajo mínima de  2.4 
MPa y una presión manométrica de ruptura mínima de 12 MPa;  
IV. Las mangueras o conexiones flexibles que se utilicen para el Trasvase deben incluir una válvula 
para el purgado o desfogue después del cierre de las válvulas de bloqueo de los extremos, la 
dimensión de dicha válvula debe permitir la disposición segura del GLP, o en su caso conectores 
secos que no requieran venteo;  
V. La conexión de tubería flexible debe dar cumplimiento al est ándar UL 569, vigente o aquel que lo 
modifique o sustituya, o su equivalente, y  
VI. La conexión de la manguera para toma y la posición del Carro -tanque que se descargue o cargue 
debe ser diseñada de manera que la manguera esté siempre libre de dobleces bru scos.  
5.7.6.8.  Las áreas para recepción y entrega deben contar al menos con la siguiente infraestructura:  
I. Sistemas que eviten el movimiento del Carro -tanque una vez posicionado en las áreas de recepción 
y/o entrega;  
II. Medio para interrumpir de forma r ápida y efectiva el flujo de GLP en caso de una emergencia;  
III. Sistema de Desconexión Rápida de Emergencia (DRE);  
IV. Sistema de retorno de vapores;  
V. Sistema de paro de emergencia;  
VI. Sistema de tierra física;  
VII. Sistemas de iluminación intrínsecame nte seguro;  
VIII. Señalamientos de seguridad;  
IX. Equipo de protección como regadera y lava ojos;  
X. Sistema contra incendio, y  
XI. Sistema de detección de gas y fuego.  
5.7.7.  Auto-tanque y/o Semirremolque.  
5.7.7.1. Si el Diseño de las Instalaciones de alm acenamiento de GLP contempla la recepción y/o entrega 
mediante Auto -tanque y/o Semirremolque, se debe incluir un área de maniobras para que los Auto -tanques 
y/o Semirremolques, que ingresan a las Instalaciones se puedan estacionar sin mayor dificultad. Las  rutas de 
circulación de los Auto -tanques y/o Semirremolques, deben estar separadas del acceso.  
5.7.7.2.  En el Diseño del área de recepción y/o entrega se deben situar las islas para descarga o llenado. 
Cada llenadera o descargadera debe estar equipada al menos con un medidor de flujo másico, una válvula de 
corte de emergencia, una UCL, un medio para interrumpir de forma rápida y efectiva el flujo de GLP en caso 
de una emergencia, así como una forma de impedir o restringir incrementos de presión que pongan en riesgo 
la integridad de las Instalaciones cuando el flujo sea suspendido. Los medios para realizar el Trasvase de 
GLP requieren ser especificados de acuerdo con lo siguiente:  
I. Las mangueras deben ser de materiales resistentes al GLP en fase líquida o fase de vapor y deben 
dar cumplimiento a lo establecido en los estándares ISO 2928 y/o UL 21, vigentes o aquellos que los 
modifiquen o sustituyan, o sus equivalentes;  
II. Deben considerar medidas para proporcionar el soporte adecuado de las mangueras, toma ndo en 
consideración los contrapesos (peso de la acumulación de hielo), en caso de que aplique;  
III. Las mangueras deben estar diseñadas para una presión manométrica de trabajo mínima de  2.4 
MPa y una presión manométrica de ruptura mínima de 12 MPa;  
IV. Las mangueras o conexiones flexibles que se utilicen para el Trasvase deben incluir una válvula 
para el purgado o desfogue después del cierre de las válvulas de bloqueo de los extremos, la 
dimensión de dicha válvula debe permitir la disposición segura del G LP, o en su caso conectores 
secos que no requieran venteo;  
V. La conexión de tubería flexible debe dar cumplimiento al estándar UL 569, vigente o aquel que lo 
modifique o sustituya, o su equivalente, y  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
VI. La conexión de la manguera para toma y la posición  del vehículo que se descargue o cargue debe 
ser diseñada de manera que la manguera esté siempre libre de dobleces bruscos.  
5.7.7.3.  Las áreas para recepción y entrega deben contar al menos con la siguiente infraestructura:  
I. Sistemas que eviten el movimi ento del Auto -tanque y/o Semirremolque una vez posicionado en las 
áreas de recepción y/o entrega;  
II. Medio para interrumpir de forma rápida y efectiva el flujo de GLP en caso de una emergencia;  
III. Sistema de Desconexión Rápida de Emergencia (DRE);  
IV. Sistema de retorno de vapores;  
V. Sistema de paro de emergencia;  
VI. Sistema de tierra física;  
VII. Sistemas de iluminación intrínsecamente seguro;  
VIII. Señalamientos de seguridad;  
IX. Equipo de protección como regadera y lava ojos;  
X. Sistema contra incen dio, y  
XI. Sistema de detección de gas y fuego.  
5.8. Sistema de Almacenamiento.  
5.8.1.  Para el Diseño del sistema de Almacenamiento se debe elaborar la Ingeniería Básica Extendida que 
contenga, como mínimo: memorias técnico -descriptivas del Proyecto mecáni co de cada Recipiente de 
Almacenamiento a presión y/o refrigerado, criterios de Diseño, cálculos, capacidades, planos, componentes 
principales, localización, simbología y las recomendaciones del Análisis de Riesgo del Sector  Hidrocarburos 
(ARSH).  
5.8.2.  Recipientes a presión.  
5.8.2.1.  Los Recipientes de Almacenamiento sujetos a presión deben cumplir con las condiciones de 
Diseño establecidas en la Norma Oficial Mexicana NOM -009-SESH -2011 o el código ASME BPVC Sección 
VIII, División 1 vigente, equivalente o  aquel que lo sustituya.  
5.8.2.2.  Durante el Diseño se debe prever que no se presenten cruces de cables de alta tensión 
enterrados o aéreos por encima o debajo del área de ubicación de los recipientes de almacenamiento.  
5.8.3.  Recipientes refrigerados.  
5.8.3.1. Los Recipientes refrigerados diseñados para presiones a más de 103 kPa deben cumplir con lo 
establecido en el código ASME BPVC, Sección VIII, División 1 y/o estándar API 625 vigentes, equivalentes  o 
aquellos que los sustituyan.  
5.8.3.2.  La presión d e Diseño de un Recipiente refrigerado debe determinarse tomando en cuenta la 
presión del vapor del GLP a la temperatura de Almacenamiento.  
5.8.3.3.  La sección del recipiente que quede por arriba del nivel máximo del líquido debe diseñarse para 
una presión cuando menos igual a la de ajuste de las válvulas de alivio de presión y para el máximo vacío 
parcial que pueda presentarse.  
5.8.3.4.  Las secciones del recipiente que se encuentran ubicadas por debajo del nivel máximo de líquido 
deben ser diseñadas para la  combinación más severa de presión de gas (o vacío parcial) y la carga estática 
que afecta cada elemento del recipiente.  
5.8.3.5.  El Diseño mecánico de cada Recipiente refrigerado debe tener al menos lo siguiente:  
I. Un dispositivo de alivio de presión par a descargar a una presión menor que la presión de trabajo 
máxima permisible del recipiente;  
II. Un dispositivo de alivio de vacío para que abra a un vacío menor que el vacío parcial de Diseño;  
III. Termopares o dispositivos indicadores de temperatura, y  
IV. Las válvulas de corte y accesorios del equipo deben diseñarse con material para soportar la PMO y 
las temperaturas extremas a las cuales se les sujetará.  
5.8.3.6.  La temperatura que se debe tomar en cuenta para el Diseño de los Recipientes refrigerados d ebe 
ser la más baja de las siguientes:  
I. Aquélla a la cual el GLP sea refrigerado;  
II. La temperatura más baja de la Envolvente que resulte de las condiciones ambientales, cuando esa 
temperatura esté por debajo de la temperatura del GLP refrigerado, o  
III. La temperatura de Auto refrigeración del GLP.  
5.8.3.7.  El aislamiento debe comprender o contener una barrera de vapor y ser resistente a la intemperie. 
El aislamiento y la impermeabilización deben ser retardadores de fuego cuando así lo requiera el Diseñ o. Las 
superficies de acero cubiertas por aislamiento deben estar adecuadamente revestidas para evitar la corrosión.  
5.8.3.8.  La instrumentación de cada Recipiente refrigerado debe dar cumplimiento a lo establecido en el 
estándar API 625, sección 7.5 vigen te, equivalente o aquel que lo sustituya.  
5.8.3.9.  Cada Recipiente refrigerado debe incluir al menos el siguiente equipo, el cuál debe ser 
especificado para GLP y diseñado de acuerdo con las condiciones máximas de servicio a las que podrá  estar 
sujeto:  
I. Equipo de medición de nivel de líquido, el cuál debe estar conformado al menos por lo siguiente:  
a) Un sistema indicador de nivel confiable. La necesidad de un segundo sistema indicador de 
nivel independiente debe ser determinado mediante un Análisis de R iesgo del Sector 
Hidrocarburos (ARSH) y un Análisis de Capas de Protección (ACP);  
b) Una alarma por alto nivel independiente. El Diseño debe considerar que la alarma se ubique 
de tal manera que sea audible y visible para el personal operativo que controle la operación de 
llenado del recipiente, permitiendo el tiempo suficiente para detener el flujo antes de que se 
exceda el nivel de llenado máximo permitido;  
c) Si en el Diseño se determina que el recipiente no podrá estar fuera de servicio, se deben 
incluir  las medidas para probar, reparar y reemplazar los instrumentos y las alarmas 
principales mientras el recipiente este en servicio, y  
d) Si el Diseño del recipiente tiene un dispositivo de corte por alto nivel, el dispositivo de corte 
debe diseñarse para ac tuar de manera independiente, además de la alarma de alto nivel que 
se indica en el inciso b).  
II. Nivel Máximo de líquido: El Diseño debe tomar en cuenta que el máximo nivel permisible de llenado 
de un recipiente debe tener un adecuado espacio para conten er el vapor generado por cualquier 
expansión térmica que pueda ocurrir después de que se haya completado el llenado. La altura 
máxima de llenado debe ser establecida de manera que un recipiente lleno hasta ese nivel a la 
temperatura de la expansión térmica  no cause que el nivel de GLP exceda el 85% del nivel completo 
del líquido;  
III. Medidores de Nivel: El diseño debe contar con medición de nivel de forma local y remota, 
monitoreando la variable en el sistema de control básico de proceso ubicado en el cuar to de control, y  
IV. Medidores de presión: Cada recipiente debe incluir un medidor de presión el cuál debe estar 
conectado a la sección del espacio de vapor.  
5.8.4.  Sistema de refrigeración.  
5.8.4.1.  El sistema de refrigeración debe mantener al GLP a una t emperatura a la cual la presión del vapor 
del GLP no exceda la presión de Diseño del recipiente.  
5.8.4.2.  El dimensionamiento del sistema de refrigeración debe tomar en cuenta los factores siguientes:  
I. El flujo de calor por:   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
a) Diferencia entre la temper atura ambiente de Diseño y la temperatura de Almacenamiento de 
Diseño;  
b) Radiación solar máxima presentada históricamente a partir de datos de al menos 10 años;  
c) Recepción del GLP a una temperatura mayor que la temperatura de Diseño del recipiente, en 
caso de que se prevea que esto pueda ocurrir durante la operación;  
d) Calentadores de la cimentación, y  
e) Tubería conectada.  
II. El desplazamiento de vapor durante la operación de llenado y el retorno de este durante el Trasvase 
de GLP.  
5.8.4.3.  Se debe di señar un método alterno para la conducción del exceso de vapor de GLP que resulte de 
refrigeración insuficiente o pérdida de refrigeración.  
5.8.4.4.  Por esa razón, en el Diseño del sistema de refrigeración, se debe establecer como primer método 
al menos un o de los siguientes métodos para el manejo de la carga de vapor resultante de la refrigeración:  
I. Recuperación mediante un sistema de licuefacción;  
II. Uso como combustible;  
III. Uso como materia prima del proceso, o  
IV. Eliminación mediante un quemador.  
5.8.4.5.  Se debe considerar en el Diseño un segundo método para el manejo alterno de la carga de vapor 
en caso de falla del primer método utilizado.  
5.8.4.6. Un sistema de refrigeración debe incorporar como mínimo lo siguiente:  
I. Un separador a la entrada  de la línea de succión del compresor;  
II. Un separador de aceite en la línea de descarga del compresor (a menos que el compresor sea de 
tipo seco);  
III. Una purga y un medidor para cada separador;  
IV. Una purga de gas no condensable para el condensador, y  
V. Controles automáticos del compresor y alarmas de emergencia que envíen señales en caso de 
ocurrir lo siguiente:  
a) Cuando la presión del recipiente se aproxime a la presión de trabajo máxima o mínima 
permisible a la presión a la cual el venteo de vacío  se abrirá, o  
b) Cuando exista presión excesiva en el condensador debido a una falla en el medio de 
enfriamiento.  
5.8.5.  Consideraciones térmicas.  
5.8.5.1.  Los controles y sensores de temperatura deben diseñarse y ubicarse en lugares de fácil acceso de 
manera que puedan reemplazarse mientras el recipiente se encuentre en servicio.  
5.8.5.2.  Los sistemas de calefacción de las cimentaciones deben proveerse con monitoreo y controles de 
temperatura.  
5.8.6.  Escaleras y plataformas.  
5.8.6.1.  Para permitir el acces o a las válvulas, equipo e instrumentación en los recipientes y Tanques de 
Almacenamiento, estos se deben diseñar con escalera convencional, escalera marina, pasillos y plataformas 
con sus debidas protecciones para evitar la caída del personal.  
5.8.6.2.  Las escaleras, plataformas, barandales, guardas, bastidores y sus soportes deben ser diseñados 
para soportar las cargas máximas esperadas: cargas vivas, cargas muertas y cargas ocasionales.  
5.8.6.3.  La escalera marina debe ser diseñada de salida frontal o la teral paralela entre la escalera y 
plataforma, con peldaño al mismo nivel que el de la plataforma, libres de obstrucciones al paso, con puerta de 
seguridad que no requiera mantenimiento, que sea de cierre por gravedad y sin bloqueo.  
5.8.6.4.  El Diseño de l os peldaños de la escalera marina debe tener un máximo de separación entre sí de 
0.305 m, manteniendo la misma separación durante toda la longitud de la escalera.  
5.8.6.5.  Para la localización y arreglo de las plataformas el Diseño debe considerar dar acce so (piso) a 
todas las boquillas de instrumentos, entradas hombre, o cualquier otro accesorio al que se le deba dar 
mantenimiento o deba ser operado de forma manual.  
5.8.6.6.  Para el Diseño de las plataformas que serán utilizadas para operación y mantenimie nto, se debe 
considerar un ancho mínimo de 1.2 m y el espacio libre entre cualquier accesorio y el barandal de la 
plataforma debe ser mínimo a 0.7 m.  
5.8.6.7.  El Diseño de la plataforma para descanso o cambio de dirección en escalera debe tener un ancho 
mínimo de 0.9 m.  
5.8.6.8.  En el Diseño del piso de las plataformas se debe establecer el tipo de rejilla a utilizar, 
considerando la remoción del piso, sin realizar el desmantelamiento de componentes del recipiente o Tanque, 
tuberías e instrumentos, entre ot ros. 
5.8.6.9.  El bastidor que enmarca el piso de la plataforma no debe tener un desnivel mayor a 1.5 m con 
respecto del nivel del piso.  
5.9. Tuberías.  
5.9.1.  El Diseño, selección de materiales y componentes para las tuberías utilizadas en la Instalación de  
Almacenamiento de GLP deben estar acorde con el estándar ASME B31.3, para el ducto de recepción y/o 
entrega por medio de Ducto con el estándar API 5L Anexo J y su fabricación debe estar en cumplimiento con 
la Norma Mexicana NMX -B-117-1990 y/o estándares A SME B31.3, y/o ASTM A53 vigentes, equivalentes o 
aquellos que los sustituya.  
5.9.2.  Los materiales de la tubería deben de ser seleccionados con las propiedades mecánicas y 
composición química de manera que sea compatible con la sustancia que transportará.  
5.9.3.  Las tuberías deben ser sin costuras, soldadas por resistencia eléctrica o tubería soldada por arco 
sumergido, el trazado de la tubería debe ser lo más recto posible evitando el mínimo de conexiones, cuando el 
trazo sea sobre nivel de piso, este debe  contar con accesorios que eliminen los esfuerzos en la tubería.  
5.9.4.  Las tuberías de materiales como el acero al carbono, que estén sujetas a fallas por fragilidad, deben 
tener los espesores de pared mínimos siguientes:  
Tabla 4. Espesor de pared mínimo para tuberías de acero al carbono  
  
Diámetro nominal  Espesor nominal  
Menores de DN 50 (NPS 2)  Cédula 80  
Desde DN 50 hasta 125 (NPS 2 a 5)  Cédula 40  
DN 150 (NPS 6)  Cédula 40  
Desde DN 200 hasta 300 (NPS 8 a 12)  Cédula 20  
Desde DN 350 (NPS 14) y mayores  Cédula 10  
Retomada: Numeral 8.2.5.1: API Standard 2510, Ninth Edition, May 2020  
5.9.5.  Las tuberías de materiales como el acero inoxidable, que no estén sujetas a fallas por fragilidad, 
deben tener los espesores de pared mínimos siguientes:  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
Tabla 5. Espe sor de pared mínimo para tuberías de acero inoxidable  
  
Diámetro nominal  Espesor nominal  
Hasta DN 20 (NPS ¾)  Cédula 80S  
DN 25 (NPS 1), DN 40 (NPS 1 ½) y DN 50 
(NPS 2)  Cédula 40S  
Mayores de DN 50 (NPS 2)  Cédula 10S  
Retomada: Numeral 8.2.5.2: API Standar d 2510, Ninth Edition, May 2020  
5.9.6.  La trayectoria de las tuberías no debe encontrarse bajo pisos ni losas de concreto. Cuando las 
tuberías deban extenderse a través de una pared de concreto o por debajo de un piso de losa, éstas deben 
protegerse median te un encofrado, y diseñarse para que cuando las Instalaciones de Almacenamiento de 
GLP operen, permitan el mantenimiento y queden protegidas contra daños mecánicos. Cada trayectoria debe 
estar integrada en su totalidad con tuberías rígidas soportadas firm emente sobre el nivel del piso o dentro de 
trincheras de concreto con rejillas metálicas.  
5.9.7.  Si se prevé que puedan ocurrir expansiones y contracciones térmicas, las tuberías deben diseñarse 
con un doblez de expansión, compensación angular u otra medid a adecuada para permitir el  movimiento 
lineal.  
5.9.8.  El Diseño de la tubería del cabezal y de las conexiones a la boquilla del Recipiente a presión debe 
ser lo más recto como sea posible, el número de conexiones hacia el recipiente debe ser mínimo.  
5.9.9 . Los cabezales de carga y descarga no deben conectarse a un recipiente mediante tuberías cortas, 
rectas y rígidas, aun si la tubería es roscada o soldada.  
5.9.10.  Las condiciones de Diseño de presión y temperatura de la tubería deben tomar en cuenta las 
condiciones de operación normal, arranque y paro, Auto refrigeración y efectos de la temperatura ambiente.  
5.9.11.  Se deben evitar puntos bajos en las tuberías en donde se pueda acumular el agua. En climas 
gélidos, en donde no se puedan evitar los puntos ba jos, se debe diseñar la protección adecuada para evitar la 
congelación de tuberías.  
5.9.12.  Cada tubería para toma de muestras debe contar con dos válvulas, una en el punto de conexión 
para la toma de muestras y otra válvula separada de la primera, al meno s 15 cm, para proteger contra 
escarcha por Auto refrigeración y fugas debiendo tener fácil acceso a ambas válvulas.  
5.9.13.  Tuberías a bajas temperaturas.  
5.9.13.1.  Cuando la trayectoria de la tubería que conduce GLP a bajas temperaturas sea por debajo de la 
superficie del suelo, se deben diseñar los medios para permitir la expansión y contracción de la tubería.  
5.9.13.2.  El Diseño de las tuberías del cabezal y de las conexiones de carga y descarga del Recipiente 
refrigerado deben ser sin costura, el trazad o de la tubería debe ser lo más recto posible evitando el mínimo de 
conexiones, cuando el trazo sea sobre nivel de piso, este debe contar con accesorios que eliminen los 
esfuerzos en la tubería.  
5.10. Análisis de flexibilidad.  
5.10.1.  En el Diseño de las t uberías se requiere una adecuada flexibilidad de manera que permita lo 
siguiente:  
I. Asentamientos de los Recipientes a presión o movimiento de las cimentaciones;  
II. Expansión o contracción de los recipientes y tuberías por los cambios de temperatura;  
III. Viento, sismo y movimiento del suelo;  
IV. Vibración por equipo reciprocante como compresores;  
V. Enfriamiento o calentamiento de las conexiones de descarga, conexiones para venteos o cabezales 
de carga y descarga, y  
VI. Condiciones de expansión y contrac ción en condiciones de arranque, operación y paro.  
5.10.2. Las expansiones se deben controlar con curvas de tuberías y no con juntas de expansión.  
5.10.3.  Lo anterior se debe basar en un análisis de flexibilidad a las tuberías mediante métodos formales 
de cálculo. Este análisis debe tomar en cuenta la ubicación y el tipo de soporte a considerar en el Diseño de 
acuerdo con lo indicado en el código ASME B31.3 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su 
equivalente.  
5.10.4.  Los resultados de los cálculo s del análisis de flexibilidad deben incluir al menos los datos 
siguientes: datos de entrada de materiales, diámetros, temperaturas, presión, entre otros.  
5.10.5. Los cabezales ubicados en muelles deben diseñarse de acuerdo con los resultados del análisis de 
flexibilidad.  
5.10.6.  Las tuberías interconectadas entre recipientes o sus accesorios deben ser ubicadas de forma que 
permitan la flexibilidad en todos los planos.  
5.10.7.  Donde sea factible que ocurran expansiones y contracciones térmicas, las tuberías  deben 
diseñarse con un doblez de expansión, compensación angular u otra medida adecuada para permitir el 
movimiento lineal.  
5.11. Uniones y accesorios.  
5.11.1.  Para las uniones de tuberías se deben tomar en cuenta los aspectos siguientes:  
I. No realizar u niones de cualquier tipo entre el Recipiente a presión y la primera válvula de bloqueo;  
II. Utilizar uniones soldadas entre componentes de tuberías y accesorios (codos, tees, etc.), la 
soldadura debe ser de penetración completa;  
III. Utilizar uniones de ca ja soldable para tuberías con diámetros menores a DN 50 las cuales deben 
apegarse a lo establecido en el código ASME B16.11 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o 
su equivalente, y  
IV. Usar conexiones con extremos biselados soldables a tope para d iámetros de DN 50 y mayores las 
cuales deben cumplir con lo señalado en el código ASME B16.9 vigente o aquel que lo modifique o 
sustituya, o su equivalente.  
5.11.2.  Las uniones deben ser especificadas de acero forjado, con una presión de trabajo de al meno s 
20.684 MPa y contar con asientos rectificados de metal con metal. No se deben utilizar juntas de 
empaquetadura.  
5.11.3.  Las bridas para servicio de GLP deben ser de la clase correspondiente al rango de presión de 
trabajo o como mínimo de clase 300 de acu erdo con el código ASME B16.5 vigente o aquel que lo modifique o 
sustituya, o su equivalente.  
5.11.4.  Las bridas deben ser tipo cuello soldable, caja para soldar o ciegas, del tipo de cara realzada RF 
(Raised Face),  preferentemente debe ser de cuello solda do. Para bridas menores a 2 in de diámetro es 
aceptable la soldadura de encaje.  
5.11.5.  Las bridas de caja para soldar no deben ser especificadas para diámetros DN 50 y mayores.  
5.11.6.  Las bridas con diámetros de hasta 24 in deben cumplir con lo estableci do en el código  ASME 
B16.5 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente, mientras que las bridas con diámetro 
mayor a 24 in y hasta 60 in deben cumplir con el código ASME B16.47 Series A vigente, equivalente o aquel 
que lo sustituya.  
5.11.7. Las uniones soldadas cuello -brida de las conexiones deben ser de penetración completa a través 
de todo el espesor.  
5.11.8.  Los empaques utilizados en las uniones bridadas deben ser de materiales resistentes al GLP con 
temperatura de fusión mínima de 1 089 K.   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
5.11.9.  Las conexiones entre tuberías del Sistema de almacenamiento deben ser especificadas de acero 
al carbono sin costura y tener el mismo espesor y cédula de las tuberías a las que estarán soldadas a tope de 
penetración completa. Deben cumplir c on el código ASME B16.9 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, 
o su equivalente.  
5.11.10.  Los sellos entre conexiones de los elementos del Sistema de Almacenamiento deben ser 
flexibles.  
5.11.11.  Si se requieren conexiones para tomar muestras, éstas deben instalarse en las tuberías del 
recipiente. No deben colocarse directamente en el recipiente.  
5.11.12. El punto de conexión para muestras en el recipiente no debe estar en la parte inferior del 
recipiente, ya que en caso de presentarse alguna fuga de GLP y/o fuego estos pueden impactar directamente 
al recipiente.  
5.11.13.  Los tapones deben ser de acero al carbono.  
5.11.14.  Los espárragos y tuercas deben cumplir con los códigos ASME B31.3, ASME B16.5  y ASME 
B18.31.2 vigentes o aquellos que los modifiqu en o sustituyan, o sus equivalentes.  
5.11.15.  Las puntas de los espárragos deben ser con extremos puntiagudos tipo cónico o redondeado 
para una inserción inmediata en las tuercas y barrenos roscados.  
5.11.16.  La longitud de los espárragos en las uniones br idadas debe tener un ensamble completo con la 
tuerca.  
5.11.17.  Todos los accesorios deben tener conexión con diámetro nominal de DN 20 como mínimo.  
5.11.18.  Los accesorios de las tuberías y válvulas deben especificarse con una presión mínima certificada 
de acuerdo con lo indicado en la Tabla 6 siguiente:  
Tabla 6. Presión mínima para accesorios de tuberías y válvulas  
  
Servicio  Presión mínima  
Mayor que la presión del recipiente  2.4 MPa manométrica o la PMO, la que sea 
mayor o 2.8 MPa manométrica de la presi ón de 
operación (agua, petróleo, gas)  
GLP líquido o vapor a presión de operación 
superior a 0.9 MPa manométrica y/o debajo 
de la presión del recipiente  1.7 MPa manométrica  
Vapor de GLP a presión de operación menor 
o igual a 0.9 MPa manométrica  0.9 MPa m anométrica  
Referenciada: Tabla 5.11.4.2 Presión de servicio nominal de tuberías,  Rígidas y 
Flexibles, accesorios y válvulas, NFPA 58, 2020 Edition  
5.11.19.  Para los accesorios soldables a tope que estén sujetos a presión debe utilizarse acero al carbono 
sin costura.  
5.11.20.  Para los accesorios soldables con caja, se debe utilizar acero forjado y deben admitir una presión 
de trabajo de al menos 14 MPa.  
5.11.21. Para todos los demás accesorios sujetos a presión debe utilizarse acero al carbono y/o acero 
inoxidable.  
5.11.22.  Los accesorios roscados y los coples deben ser de acero forjado Clase 3000 (3000 lb/in 2).  Los 
accesorios soldados deben ser de acero, sin costura y de espesor o cédula similar a la tubería que  se 
conecta.  
5.11.23. Los accesorios de cier re de emergencia deben incluir una indicación clara, visible y permanente 
del sentido de giro o de actuación hacia la posición "Cerrar ". 
5.12. Válvulas.  
5.12.1.  Las válvulas con tuercas unión o de bonete atornillado no deben utilizarse a menos que estén 
equipadas con retenedores de bonete o que los bonetes estén soldados con puntos.  
5.12.2. No deben emplearse válvulas sujetadas mediante bridas unidas con espárragos expuestos, a 
menos que dichas válvulas tengan cuerpos del tipo de orejeta que cubran los espá rragos.  
5.12.3.  Las válvulas de bola deben cumplir con los requerimientos establecidos en el estándar API 6D 
vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente.  
5.12.4.  Deben incluirse válvulas de alivio térmico en líneas de líquidos que puedan  ser bloqueadas entre 
dos válvulas de cierre. Otros equipos que puedan ser bloqueados entre válvulas de cierre deben ser 
equipados con protección de sobrepresión debido a la expansión térmica del líquido.  
5.12.5.  Donde el líquido pueda ser atrapado en cavi dades de válvulas se debe considerar lo necesario 
para aliviar la presión en dichos puntos.  
5.12.6.  Válvulas de corte.  
5.12.6.1. Las válvulas de corte deben ubicarse tan cercanas al recipiente como sea práctico, lo más 
cercano a la boquilla de la pared met álica del recipiente y ser especificadas de acero al carbono.  
5.12.6.2.  Las válvulas de corte deben ser ubicadas de tal manera que, durante las operaciones normales, 
mantenimiento y de emergencia sean accesibles al operador y encontrarse tan cerca de los r ecipientes, 
bombas, compresores y otros componentes como sea posible.  
5.12.6.3.  Cuando la capacidad del Recipiente a presión exceda 35 m 3, todas las válvulas de corte en la 
entrada y la salida de las tuberías ubicadas por debajo del nivel máximo de líquido  deben ser capaces de 
cerrar de manera automática de forma inmediata o ser operables remotamente durante los primeros 15 
minutos (por contar con protección ignifuga en su sistema de control) ante una exposición al fuego. 
Adicionalmente las válvulas tienen que ser diseñadas para poder también ser operadas manualmente en el 
sitio donde serán instaladas.  
5.12.6.4.  El Diseño debe incorporar válvulas de corte de emergencia en los tramos largos de tubería que 
se utilicen para transportar GLP, para minimizar la ca ntidad de GLP que pudiera fugar en caso de una 
emergencia.  
5.12.6.5.  Las válvulas de corte y los accesorios deben diseñarse para soportar la PMO y las máximas 
temperaturas a las cuales estarán sometidos.  
5.12.6.6.  Cuando los recipientes vayan a operar en f orma remota, se deben implementar válvulas de corte 
automáticas, válvulas de corte operadas en forma remota, dispositivos automáticos, interruptores de apagado 
de bombas o una combinación de éstos.  
5.12.6.7. Los sistemas de control de las válvulas de corte  automáticas, válvulas de corte operadas en 
forma remota, dispositivos automáticos e interruptores de apagado de bombas deben contar con protección 
ignifuga.  
5.12.6.8.  Todas las válvulas que conecten a las boquillas del recipiente ubicadas abajo del nivel máximo 
de la fase líquida del GLP deben incluir un indicador visual de posición abierto/cerrado de la válvula y deben 
ser capaces de mantener un sello adecuado bajo condiciones de fuego.  
5.12.7.  Válvulas de alivio de presión.  
5.12.7.1.  Las especificaciones  de las válvulas de alivio de presión operadas por resorte y piloto; nuevas; 
fabricadas en acero, aleaciones de acero y/o bronce, nacionales o de importación deben cumplir con lo 
establecido en la Norma Oficial Mexicana NOM -093-SCFI -2020 y estar acorde con  las hojas de datos de cada 
válvula.  
5.12.7.2.  Cada Recipiente a presión independientemente del tamaño o presión, debe estar provisto con 
una o más válvulas de alivio de presión que operen por resorte o por piloto.  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
5.12.7.3.  En el Diseño de la válvula o vá lvulas de alivio de presión se debe considerar la calibración a una 
presión de ajuste del 10% superior a la Presión Máxima de Operación y menor a la presión de Diseño del 
recipiente a proteger.  
5.12.7.4. Las válvulas de alivio de presión operadas por pilot o deben estar diseñadas de forma tal que la 
válvula principal abra automáticamente y proteja al recipiente en caso de que la válvula piloto falle.  
5.12.7.5.  Las válvulas operadas por piloto deben incluir un dispositivo para prevenir el contraflujo cuando 
exista la posibilidad de que la presión interna pueda caer por debajo de la contrapresión de la válvula de alivio.  
5.12.7.6.  No se deben utilizar válvulas de alivio de presión que operen por peso o con palanca.  
5.12.7.7. Las válvulas de alivio de presión de  los recipientes deben estar diseñadas para proveer una 
capacidad de flujo adecuada para proteger dicho recipiente del exceso de presión debido a las causas 
siguientes:  
I. Exposición al fuego;  
II. Llenado excesivo;  
III. Introducción de fluidos con presión de vapor superior a la de operación o no licuables en las 
tuberías, y  
IV. Cualquier otra falla que pudiese incrementar la presión en los recipientes . 
5.12.7.8.  Las válvulas de alivio de presión deben ubicarse de forma que provean una conexión directa al 
espacio de vapor y minimicen el arrastre de líquido durante un desfogue de vapor. Esto se debe lograr 
ubicando las conexiones de la válvula de alivio de presión tan cercanas como sea práctico a la parte superior 
del espacio de vapor.  
5.12.7.9.  Los recipiente s internos cerrados con una Envolvente externa hermética al vapor deben 
diseñarse con una o más válvulas de alivio de presión.  
5.12.7.10.  Las válvulas de alivio de presión como mínimo deben dimensionarse para descargar el vapor a 
una tasa no menor de 3% de  la capacidad líquida del recipiente en 24 horas.  
5.12.7.11.  Las tuberías de entrada y de salida de la válvula de alivio de presión deben diseñarse de forma 
que cumpla con los criterios de caída de presión y velocidad permisible que permitan un adecuado 
funcionamiento de la válvula.  
5.12.7.12.  La carga de GLP a un Recipiente refrigerado parcialmente lleno que tenga una composición 
diferente al GLP contenido en el recipiente puede causar la generación de grandes cantidades de vapor.  En 
este supuesto, se pue de determinar la tasa de generación de vapor e incluirse en el dimensionamiento de las 
válvulas de alivio de presión del Recipiente refrigerado.  
5.12.7.13.  Las válvulas de alivio de presión para Recipientes refrigerados deben diseñarse de acuerdo con 
lo es tablecido en los estándares API 2000 y API 625, Sección 7.4. vigentes, equivalentes o aquellos que los 
sustituyan.  
5.12.7.14.  Las válvulas de alivio de presión de Recipientes refrigerados deben estar dimensionadas para 
descargar vapor a una velocidad no me nor a 3% de la capacidad de líquido del Recipiente lleno en 24 horas.  
5.12.8.  Válvulas de alivio de vacío.  
5.12.8.1.  Los Recipientes a presión que puedan sufrir daños por el vacío interno, además de las válvulas 
de alivio de presión, también deben contar c on válvulas de alivio de vacío para asegurar la integridad  del 
equipo.  
5.12.8.2.  Los Recipientes refrigerados que puedan dañarse por el vacío interno deben diseñarse con al 
menos una válvula de alivio de vacío.  
5.12.8.3.  Las especificaciones de las válvul as de alivio de vacío deben cumplir con lo establecido en la 
Norma Oficial Mexicana NOM -093-SCFI -2020 y estar acorde con las hojas de datos de cada válvula.  
5.13. Sistema de relevo de presión.  
5.13.1.  El Diseño del sistema de relevo de presión debe conside rar la cantidad de válvulas de cierre, de 
control y de alivio de presión necesarias para proteger el sistema, aislando diversos sectores en caso  de 
emergencia, así como los sistemas de protección contra golpes de ariete y sobrepresiones, que puedan 
afecta r adversamente las instalaciones.  
5.13.2. El sistema de relevo de presión debe estar protegido contra el cierre de cualquier válvula de 
bloqueo que se encuentre instalada entre el recipiente y la válvula de alivio de presión, o entre la válvula  de 
alivio de presión y la salida del venteo de descarga. Esta protección se puede lograr mediante una de las 
siguientes acciones:  
I. Instalación de la válvula de alivio de presión sin válvulas de bloqueo;  
II. En el Diseño se debe establecer el número adecuado de vál vulas de alivio de presión en el 
recipiente para permitir que cada una se aísle individualmente. La válvula que permita el aislamiento 
debe contar con candado para asegurar una adecuada operación, a fin de realizar pruebas o dar 
mantenimiento y a la vez qu e conserve la capacidad del desfogue requerida. No se debe aislar más 
de una válvula de alivio de presión a la vez, o  
III. En caso de que el Diseño establezca sólo una válvula de alivio de presión, se deben conectar al 
recipiente por separado dos válvulas de alivio de presión cada una a través de una válvula manual. 
Dichas válvulas manuales deben tener un mecanismo que impida cerrar las dos válvulas a la vez. 
Como alternativa, se pueden conectar dos válvulas de alivio a través de una válvula manual de tres 
vías de forma que siempre esté conectada una válvula de alivio de presión o válvula de alivio de 
vacío al recipiente.  
5.13.3.  Cuando en el Diseño del sistema de relevo de presión se tengan válvulas tipo compuerta, el 
vástago de cualquier válvula de compuer ta en el sistema debe estar ubicado en una posición horizontal o por 
debajo de la línea central y debe cumplir con lo establecido en el estándar API 600 vigente o aquel que lo 
modifique o sustituya, o su equivalente  
5.13.4. Las tuberías de venteo o de aliv io de presión no deben incluir tramos de tuberías rectos instalados 
entre recipientes adyacentes. Los cambios de dirección se deben hacer mediante el uso de codos a fin de 
prever los movimientos posibles, tanto verticales como horizontales del cabezal con relación al recipiente.  
5.13.5.  Cabezal de descarga común.  
5.13.5.1.  Las líneas de las válvulas de alivio de presión para uno o más recipientes se deben conectar a 
un cabezal de descarga común, que puede descargar el GLP a un quemador elevado y/o de fosa.  
5.13.5.2.  Los cabezales de descarga comunes deben dimensionarse para una capacidad de alivio que 
tome en cuenta los recipientes que pudieran verse involucrados en una situación de emergencia.  
5.13.5.3. Cuando se determine el tamaño del dispositivo de alivi o y del cabezal de descarga, se deben 
tomar en cuenta las contrapresiones que pudieran desarrollarse durante la descarga de una válvula de alivio 
de presión.  
5.13.5.4.  En el cabezal común se deben tomar las medidas necesarias para tener trampas de líquidos . No 
deben acoplarse al cabezal de descarga común venteos, drenajes, purgas y dispositivos de alivio de presión 
cuando puedan desarrollarse contrapresiones que afecten el funcionamiento adecuado de los dispositivos de 
alivio de presión en el recipiente.  
5.13.6.  Sistema de desfogue.  
5.13.6.1.  Este sistema de seguridad debe diseñarse de manera que tenga la capacidad de disponer en 
forma adecuada y segura los vapores provenientes de las válvulas de alivio de presión instaladas en los 
recipientes, equipos o lín eas de proceso, las cuales actúan generalmente como respuesta a condiciones de 
operación de emergencia por sobrepresión o aumento de flujo y durante una situación de emergencia, tales 
como: fuego o expansiones térmicas o fallas de servicios auxiliares, con  el objetivo de proteger al personal, al 
equipo e infraestructura de las Instalaciones de Almacenamiento de GLP y al medio ambiente.   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
5.13.6.2.  La ingeniería desarrollada para el sistema de desfogues debe estar de acuerdo con lo 
establecido en el estándar API RP 520 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente.  
5.13.6.3.  La selección de materiales y el cálculo de los espesores de pared para tuberías, tanques de sello 
y tanques de desfogue, deben considerar las condiciones más severas de pr esión y temperatura conforme al 
código ASME B31.3, ASME Sec. II, parte D y ASME Sec. VIII vigentes, equivalentes o aquellos que los 
sustituyan.  
5.13.6.4.  En el Diseño del sistema de desfogue se debe considerar, entre otros, lo siguiente:  
I. El cálculo de l a presión inicial para fase gas debe hacerse en función de las condiciones finales de 
la línea de desfogue;  
II. La máxima contrapresión esperada que se pueda generar durante la operación por el sistema debe 
ser menor a la presión de trabajo permitida a la temperatura de operación establecida;  
III. Prever que se cuente con protecciones contra daños mecánicos;  
IV. Las descargas de los desfogues deben diseñarse para soportar cualquier impulso que se presente 
durante dicho desfogue;  
V. Establecer los requerimie ntos necesarios para evitar la acumulación de líquidos en el sistema y a la 
llegada al quemador (cuando aplique), e  
VI. Incluir un tanque de sello hidráulico entre los cabezales de desfogue y el quemador  (cuando 
aplique).  
5.13.6.5.  La descarga del sistema  de desfogue debe realizarse hacia un área segura y considerando lo 
siguiente:  
I. Puede ser conducida a un sistema de quemador que cumpla con lo indicado en el código API 537 
vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente;  
II. La radiación generada por el quemador (cuando aplique) no debe afectar a recipientes, tuberías, 
equipo y otras estructuras;  
III. La radiación generada por el quemador no debe afectar a los trabajadores o asentamientos 
humanos aledaños;  
IV. Que se evite la entrada de va por hacia el interior de los espacios cerrados, y  
V. Que se encuentre a más de 3 m por arriba del nivel de la cabeza de cualquier persona en la zona de 
almacenamiento y recipientes contiguos, escaleras, plataformas o el suelo.  
5.13.6.6. El Diseño del siste ma de desfogue debe tener una eficiencia de destrucción de Hidrocarburos de 
al menos 98%.  
5.13.6.7.  No se deben realizar desfogues directos a la atmósfera, solamente se permiten las emisiones de 
operación normal de válvulas de alivio térmico.  
5.13.6.8.  Para evitar desfogues atmosféricos se deben tomar medidas en el Diseño para la descarga de 
GLP líquido, tales como: dispositivos automáticos para evitar el sobrellenado de los recipientes.  
5.13.6.9.  En caso de que los desfogues vayan a la atmósfera, estos deb en ser diseñados de tal manera 
que eviten la entrada de humedad y condensado. Este Diseño puede lograrse mediante el uso de tapas de 
lluvia y desagües sueltos.  
5.13.6.10.  Se deben elaborar los balances de desfogues donde se muestren los diferentes equipos y/o 
dispositivos que se consideran conectar a este sistema, previendo los eventos de alivio de presión que se 
pudieran presentar en los mismos durante la operación.  
5.14. Quemadores (cuando aplique).  
5.14.1.  La ingeniería desarrollada para el quemador debe  estar de acuerdo con lo establecido en el código 
API RP 521 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente.  
5.14.2.  El Diseño del quemador debe ser de manera que la radiación que genere con base a modelos de 
dispersión de radiación no caus e daños a la población y el medio ambiente colindantes a las Instalaciones.  
5.14.3. La localización del quemador se debe determinar considerando la dirección de los vientos 
reinantes para minimizar los Riesgos de la radiación térmica.  
5.14.4.  Para el Diseñ o y la selección adecuada del tipo de quemador, se deben tomar las siguientes 
consideraciones:  
I. Estado físico del fluido a quemar;  
II. Masa relevada;  
III. Límites de radiación térmica permisibles;  
IV. Límites de concentración de contaminantes permisibles ; 
V. Emisión de humo;  
VI. Emisión de ruido permisible;  
VII. Espacio disponible para su Instalación;  
VIII. Normas Oficiales Mexicanas de calidad del aire;  
IX. Condiciones meteorológicas locales, y  
X. Eficiencia mínima de destrucción.  
5.14.5. El quemador que  se diseñe debe ser capaz de mantener una flama estable durante el mayor flujo 
posible, los vapores deben estar libres de líquidos y sin la formación de humo.  
5.14.6.  Los quemadores deben tener una eficiencia de destrucción de hidrocarburos del 98%,  como 
mínimo.  
5.14.7.  Los quemadores deben contar con un sistema de encendido electrónico automático y monitoreo 
permanente de la flama.  
5.14.8.  Para el Diseño de la estructura de los quemadores se debe considerar la temperatura de los gases 
desfogados, la reson ancia producida por el viento y la temperatura ambiente.  
5.14.9.  Se debe elaborar la hoja de datos donde se indique como mínimo los siguientes datos del 
quemador y de las condiciones climáticas de la ubicación de la Instalación de Almacenamiento de GLP: 
temperatura ambiente, presión atmosférica, dirección de vientos reinantes y dominantes, velocidad de viento, 
velocidad de flama, identificación del quemador, tipo de quemador, diámetro del quemador altura mínima por 
radiación y condiciones de operación.  
5.14.10. Quemador elevado.  
5.14.10.1.  Los quemadores elevados deben diseñarse conforme al estándar API 537 y API 521 y dar 
cumplimiento a lo establecido en las especificaciones ASTM A106, A216, A312 y A240 vigentes o aquellos 
que los modifiquen o sustituyan, o  sus equivalentes.  
5.14.11.  Quemador de fosa.  
5.14.11.1. En el Diseño de los quemadores de fosa se debe considerar el efecto del viento para determinar 
la profundidad de la fosa para que la flama permanezca encerrada en ésta y el área de la fosa debe ser 
calculada tomando como base al flujo de gas a quemar.  
5.14.11.2.  Los quemadores de fosa deben diseñarse conforme al estándar API 521 y dar cumplimiento a lo 
establecido con las especificaciones ASTM C64, C105, A53, A216 y A312 vigentes o aquellos que los 
modifiquen o sustituyan, o sus equivalentes.  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
5.15. Bombas.  
5.15.1.  Las bombas y los dispositivos de carga deben dimensionarse para proporcionar tasas de flujos 
para la capacidad de la Instalación, se debe asegurar que las tasas de flujo proporcionen al pers onal operativo 
tiempo suficiente para seguir el curso de las operaciones de carga y descarga en todo momento, y realizar el 
paro de la Instalación antes que los Recipientes a presión se vacíen completamente o antes que éstos se 
llenen más allá del nivel má ximo.  
5.15.2.  Se deben elaborar las hojas de datos de las bombas donde se indiquen las características técnicas 
de Diseño de éstas.  
5.15.3.  Los tornillos, espárragos, pernos, tuercas y accesorios deben cumplir con los requerimientos 
mínimos establecidos po r el estándar ISO 13709 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su 
equivalente.  
5.15.4.  Las boquillas y conexiones de las bombas deben ser de la misma especificación de materiales, 
clase, tipo y en su caso cara de brida, que la del sistema de tuber ías con que se interconecta.  
5.15.5.  Los sellos mecánicos de las bombas deben cumplir con el estándar ISO 21049 usando el 
procedimiento de selección del anexo A, materiales del anexo B y codificación del anexo D y/o código API 682 
vigente, equivalente o aq uel que lo sustituya.  
5.15.6.  Además del sello mecánico primario, se debe especificar un mecanismo adicional para el sellado 
del eje. Estos mecanismos pueden ser: sellos mecánicos dobles o sellos secundarios.  
5.15.7.  Para los indicadores de temperatura y p resión en los sellos de las flechas, plan de lubricación y 
enfriamiento de los sellos mecánicos y sistemas auxiliares relativos, estos deben estar conforme al estándar 
ISO 10438 -1 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente.  
5.15.8.  Los motores, componentes eléctricos y las instalaciones eléctricas deben ser a prueba de 
explosión para operar en áreas Clase I, Grupo D y cumplir con los requerimientos establecidos en la Norma 
Oficial Mexicana NOM -001-SEDE -2012. La especificación de los mate riales de construcción de las bombas y 
sus componentes deben tener las propiedades para resistir de manera segura la Presión Máxima de 
Operación del sistema.  
5.15.9.  Las especificaciones y el arreglo de las bombas no deben permitir emisiones de GLP al medi o 
ambiente.  
5.15.10.  Las bombas deben ser agrupadas en una sola área, estar situadas en un cobertizo al aire libre y 
cumplir con el área clasificada de acuerdo con la Norma Oficial Mexicana NOM -001-SEDE -2012.  
5.15.11. Las bombas que succionen de los Recipi entes a presión no deben ubicarse dentro del área de 
contención de derrames de ninguna Instalación de Almacenamiento de GLP.  
5.15.12.  El equipo de bombeo debe cumplir al menos con lo siguiente:  
I. Identificar el tipo de servicio, ubicación, sentido de fluj o, placa de datos de operación y número de 
serie;  
II. Contar con condiciones seguras de operación en los lugares confinados, gabinetes y carcasas que 
mitiguen el ruido y vibración excesiva, reduciendo las posibilidades de ignición en caso de 
producirse fug as; 
III. Contar con medidas para la correcta ubicación del equipo con objeto de disponer de ventilación y 
protección adecuada, y  
IV. El equipo de respaldo tiene que ser de las mismas características y especificaciones del equipo 
principal, para contar con una operación continua.  
5.15.13.  Bombas centrífugas.  
5.15.13.1.  Cuando se emplean bombas centrífugas, éstas deben ser diseñadas conforme a lo establecido 
en los códigos y estándares API 610, ASME PTC 8.2, ISO 13709 vigentes o aquellos que los modifiquen o 
sustituyan, o sus equivalentes.  
5.15.14.  Bombas de desplazamiento positivo.  
5.15.14.1.  Cuando se utilicen bombas de desplazamiento positivo, éstas deben ser diseñadas conforme a 
lo establecido en los estándares API 674, API 675 y/o API 676 vigentes o aquel los que los modifiquen o 
sustituyan, o sus equivalentes.  
5.15.14.2.  Las bombas de desplazamiento positivo deben contar con un dispositivo de alivio de presión en 
el lado de la descarga  a menos que se tomen otras previsiones para la protección del equipo, t ales como, una 
derivación de reflujo en el lado de la succión para asegurarse de que la bomba no se sobrepresurice, un 
sistema de alarmas y paro del equipo, entre otras.  
5.15.15.  Bombas reciprocantes.  
5.15.15.1.  Los materiales de los elementos principales deben ser diseñados conforme a lo establecido en 
el anexo A del estándar ISO 13710 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente.  
5.16. Compresores.  
5.16.1.  Deben ser diseñados conforme a lo establecido en los códigos y/o estándares ISO 13 707, API 617 
y ASME B19.3, vigentes o aquellos que los modifiquen o sustituyan, o sus equivalentes.  
5.16.2.  Los compresores centrífugos deben estar equipados con sellos secos para minimizar las fugas.  
5.16.3.  Los tornillos, espárragos, pernos y tuercas deb en estar diseñados conforme a lo establecido en el 
estándar ISO 13707 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente.  
5.16.4.  Los compresores centrífugos deben ser diseñados para la carga y descarga de GLP, considerando 
la presión máxima de  salida a la cual van a operar, el Mantenimiento, las condiciones ambientales y 
condiciones de seguridad requeridas en el proceso del lugar donde serán instalados.  
5.16.5.  Los motores y componentes eléctricos deben cumplir con los requisitos técnicos estab lecidos de 
acuerdo con la clasificación de áreas de la Norma Oficial Mexicana NOM -001-SEDE -2012.  
5.16.6. Cada conexión de descarga de un compresor centrífugo debe estar equipada con una válvula de 
retención.  
5.16.7.  Se debe evaluar cada compresor centrífug o para condiciones que puedan causar una sobrepresión 
y, si se requiere, se le debe proveer de un dispositivo de alivio.  
5.16.8.  Cada compresor de desplazamiento positivo debe estar equipado con un dispositivo de alivio de 
presión en el lado de la descarga . 
5.16.9.  El Diseño debe dimensionar un separador de líquidos, antes de los compresores. El separador 
debe estar equipado con un dispositivo de alto nivel del líquido para apagar el compresor.  
5.16.10.  Se deben elaborar las hojas de datos del compresor don de se indiquen las características 
técnicas de Diseño de este.  
5.16.11.  Los compresores que succionen de los Recipientes a presión no deben ubicarse dentro del área 
de contención de derrames de ninguna Instalación de Almacenamiento de GLP.  
5.17. Contención  de derrames para Almacenamiento refrigerado.  
5.17.1.  En el Diseño del sistema de Almacenamiento en Recipientes refrigerados se deben incorporar las 
medidas necesarias para contener los derrames de GLP en estado líquido en un área segura, que pudieran 
gene rar Riesgo a los equipos, tuberías y/o propiedades vecinas, estas medidas deben evitar que los derrames 
penetren a los cuerpos de agua y suelo natural.  
5.17.2.  Para evitar la acumulación de material inflamable debajo o cerca de un Recipiente refrigerado, e n 
el área de Almacenamiento se debe incorporar la contención de derrames, el cual podrá ser mediante el 
confinamiento remoto de GLP líquido o mediante diques en el área que rodea al recipiente.   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
5.17.3.  El Diseño debe considerar las medidas necesarias para la dispersión segura de los vapores que se 
puedan generar por posibles derrames durante la operación, tomando en consideración que no se deben 
tener obstrucciones ni fuentes de ignición cercanas.  
5.17.4.  En la selección de los materiales de todos los compo nentes, incluyendo los soportes estructurales 
de una Instalación de contención de derrames, se deben considerar los efectos del choque térmico asociados 
con los derrames de GLP líquido (tal como; el choque que resulte de la temperatura de Auto refrigeració n). 
5.17.5.  Los compresores y las bombas que succionen de los Recipientes refrigerados no deben ubicarse 
dentro del área de contención de derrames.  
5.17.6.  Para la contención de derrames el Diseño del piso debe permitir que el agua de lluvia se disipe en 
8400 s, en caso contrario se debe diseñar un sistema de drenaje para su remoción. Este sistema debe prever 
que no ingrese GLP a cursos de agua naturales y a otros sistemas que no sean para contener GLP líquido de 
manera segura.  
5.17.7.  El sistema de drenaje  del área de contención de derrames debe incluir una válvula de compuerta 
ubicada en una posición accesible fuera de esta área.  
5.17.8.  El sistema de drenaje en el área de contención de derrames puede especificarse como uno de los 
siguientes tipos:  
I. Una alcantarilla sellada a vapor dentro del área de contención de derrames que descargue a un 
sistema de drenaje cerrado fuera de dicha área, y  
II. Un tubo a través del dique o de la pared que descargue hacia un sistema de drenaje que se 
encuentre fuera del ár ea de contención.  
5.17.9.  Confinamiento remoto.  
5.17.9.1. Si se utiliza confinamiento remoto para contener un derrame de GLP líquido. El área de 
confinamiento remoto debe ubicarse, cuando menos, a 15 m de los Recipientes refrigerados que descarguen 
hacia e ste y de cualquier tubería u otro equipo que maneje GLP.  
5.17.9.2.  La pendiente del área debajo y circundante del Recipiente refrigerado debe dirigir cualquier 
derrame de GLP líquido al área de confinamiento remoto. El firme debe tener una pendiente mínima  del 1% y 
máxima del 1.5%.  
5.17.9.3.  Se pueden establecer en el Diseño muros de contención, diques, registros o canales para ayudar 
al drenado de GLP líquido derramado desde el área del Recipiente refrigerado al área de confinamiento 
remoto.  
5.17.9.4. La c apacidad de retención del área de confinamiento remoto debe ser al menos 100% del 
volumen del Recipiente refrigerado de mayor capacidad que drene hacia ella.  
5.17.10.  Dique.  
5.17.10.1.  Cuando se utilicen diques alrededor del Recipiente refrigerado para la contención de derrames 
de GLP líquido, la pendiente del área debajo y alrededor del recipiente debe dirigir cualquier derrame al borde 
del área con el dique. El firme debe tener una pendiente mínima de 1% y máxima del 1.5%. Dentro del área 
del dique, la pe ndiente del firme debe propiciar que los derrames de GLP líquido se acumulen en zonas 
alejadas del Recipiente refrigerado y de cualquier tubería que se encuentre ubicada dentro del área del dique.  
5.17.10.2.  La capacidad de retención del dique debe ser al menos 100% del volumen del Recipiente 
refrigerado.  
5.17.10.3.  Dentro del área de un dique se puede incluir más de un Recipiente refrigerado, siempre que se 
implementen las medidas para evitar que la exposición a las temperaturas bajas resultantes de las fu gas  de 
cualquiera de los recipientes cause una fuga subsecuente de cualquier otro recipiente. La capacidad de 
retención del dique debe de ser al menos del 100% del Recipiente refrigerado de mayor capacidad.  
5.17.10.4.  La altura mínima del dique debe ser d e 0.50 m medidos desde la parte interna del área  con 
diques.  
5.17.10.5. Cuando el dique se diseñe a una altura mayor a 1.80 m, se deben tomar las previsiones 
necesarias para el acceso normal y de emergencia hacia el interior y exterior de los diques cerra dos. 
5.17.10.6. Cuando el dique se diseñe a una altura mayor a 4 m y cuando la ventilación se vea restringida 
por el dique, se deben incluir las medidas para realizar la operación de las válvulas y el acceso a la parte 
superior de los Recipientes refrigera dos sin necesidad de que el personal ingrese al área del dique.  
5.17.10.7.  En el Diseño se debe considerar la hermeticidad de los diques y queda prohibido el paso de 
tuberías y Ductos eléctricos ajenos a los Recipientes refrigerados, contenidos en el inter ior de dicho dique.  
5.17.10.8. El dique debe incluir medidas para el acceso (tales como: escaleras para el personal y rampas 
para los vehículos, si se requieren), estar diseñado para permitir su libre ventilación y de forma que retenga el 
GLP líquido derra mado. El dique debe diseñarse para impedir el acceso no autorizado de vehículos 
motorizados.  
5.18. Drenajes.  
5.18.1.  El Diseño del drenaje debe considerar la captación de agua en patios de maniobra, calles, áreas 
de recepción, Almacenamiento, entrega, casa  de bombas y áreas adyacentes de las Instalaciones de 
Almacenamiento de GLP.  
5.18.2.  El Diseño debe considerar cunetas dentro de las áreas de recepción, Almacenamiento, entrega o 
áreas adyacentes a ellas, para la recolección de aguas pluviales y contra inc endio, éstas deben tener las 
siguientes características:  
I. Pendiente mínima de 0.003 m por metro de cuneta revestida;  
II. Profundidad mínima de 7.5 cm y la máxima de 30 cm, y  
III. Ancho máximo de 1.5 m.  
5.18.3.  Se deben diseñar y proveer sistemas independ ientes de drenaje pluvial y sanitario.  
5.18.4. Cualquier sistema de drenaje debe incluir una válvula de compuerta la cual debe ser ubicada en 
una posición accesible fuera del área de contención de derrames.  
5.18.5.  En sitios con bajas temperaturas y en cas o de requerirse, se debe considerar protección contra el 
congelamiento para los sistemas de drenaje y puntos probables de recolección de agua.  
5.18.6.  Se deben elaborar los planos generales de los sistemas de drenaje pluvial y sanitario de las 
Instalacione s, así como del sistema de derrame de GLP líquido (cuando aplique) que contengan la ubicación 
de todas las tuberías que componen cada sistema, indicando diámetro, material, pendiente, sentido del flujo y 
tipo de drenaje desde el o los ramales de descarga h asta su disposición final. Además, se deben ubicar 
registros, rejillas, válvulas y demás piezas especiales (en caso de requerirse), incluyendo nomenclatura para 
su identificación.  
5.18.7.  Las descargas de los sistemas de drenaje deben cumplir con los límit es establecidos en los 
Reglamentos municipales y/o estatales en materia de agua residual.  
5.18.8.  Drenaje pluvial.  
5.18.8.1.  La capacidad del drenaje pluvial se debe calcular en función del volumen que resulte de la 
cantidad de agua colectada en las áreas clasificadas como pluviales, considerando la intensidad máxima de 
precipitación pluvial anual registrada en la zona por la Comisión Nacional del Agua para un periodo de retorno 
mínimo de 10 años, debiendo efectuar el análisis estadístico correspondiente pa ra el mayor número de años 
de registros pluviales obtenidos en la estación climatológica más cercana al sitio del Proyecto. El drenaje 
pluvial debe conducir las aguas recuperadas a un punto de descarga autorizado, evitando la entrada a los 
cuerpos naturale s de agua.  
5.18.8.2.  En sitios donde la precipitación pluvial es baja (menor a 550 mm/año), el sistema de drenaje 
pluvial debe diseñarse con el volumen mayor resultante de la comparativa entre intensidad de lluvia 
(considerando los parámetros anteriores) y  los requerimientos de agua contra incendio para el mayor evento 
considerado.  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
5.18.9.  Drenaje para sistema de derrame de GLP líquido.  
5.18.9.1.  Para el sistema de Almacenamiento en Recipientes refrigerados se debe diseñar un sistema de 
drenaje para evitar que el GLP líquido proveniente de los derrames accidentales y purgado en recipientes  de 
Almacenamiento, penetre a los cuerpos de agua natural, al suelo, subsuelo y manto acuífero. Este sistema 
debe ser delimitado por un sardinel o dique de contención, cuy a superficie tenga una pendiente que direccione 
cualquier escurrimiento a un drenaje con capacidad suficiente para contener el GLP líquido y drenar el 
volumen de agua aplicado en una situación de emergencia. El Diseño debe evitar que el líquido derramado d e 
un recipiente fluya debajo de algún otro recipiente. Para este sistema se permite utilizar paredes, diques, 
zanjas o canales.  
5.18.9.2.  El borde de un drenaje previsto para un Recipiente refrigerado debe estar a 31 m o más del 
lindero a propiedad sobre l a que se pueda construir, una vía pública o vía fluvial navegable.  
5.19. Civil.  
5.19.1.  Previo a la elaboración del Proyecto arquitectónico de las Instalaciones de Almacenamiento de 
GLP, se deben realizar los estudios de mecánica de suelos y de vientos dom inantes. Para el caso  de 
Instalaciones marítimas, además de los estudios antes mencionados se debe contar con los estudios de 
batimetría y de movimientos de mareas, para desarrollar la obra civil. El estudio de mecánica de suelos debe 
incluir como mínimo,  lo siguiente:  
I. La capacidad de carga del suelo;  
II. La estratigrafía del subsuelo;  
III. Cálculo para la estabilidad de taludes;  
IV. Sondeos no menores a 10 m para la determinación del nivel más bajo del manto freático, y  
V. Conclusiones y recomendacione s para el alojamiento de recipientes.  
5.19.2.  Cargas sobre la estructura de soporte y cimientos.  
5.19.2.1.  En el Diseño de la estructura de soporte y cimientos se deben tomar en consideración las cargas 
siguientes:  
I. Estáticas durante la construcción;  
II. Dinámicas durante la construcción: causadas por viento, granizo, hielo, olas, sismos y cargas de 
nieve;  
III. Estáticas durante las pruebas hidrostáticas más el 25% de las cargas dinámicas correspondientes a 
viento, hielo y de nieve;  
IV. Estáticas durante la operación (incluyendo la carga que resulte de la aplicación de la protección 
contra incendio);  
V. Dinámicas durante la operación: causadas por viento, granizo, hielo, olas, sismos y cargas de nieve;  
VI. Aquellas resultantes de la expansión y contracción  del recipiente debido a la presión interna, 
cambios de temperatura y cambios de fase del GLP;  
VII. Aquellas resultantes del asentamiento diferencial a lo largo de las estructuras y cimentaciones  de 
soporte;  
VIII. Estáticas durante el mantenimiento;  
IX. Dinámicas durante el mantenimiento causadas por: viento, granizo, hielo, olas, sismos y cargas  de 
nieve, y  
X. Otras cargas relevantes específicas para la estructura y la cimentación.  
5.19.2.2.  La cimentación debe diseñarse para limitar el asentamiento del recipiente y evitar tensiones 
excesivas tanto en el recipiente como en las tuberías conectadas.  
5.19.2.3.  El tipo y tamaño de la base de la cimentación debe determinarse de manera que los 
asentamientos estén dentro de los permitidos del recipiente/estructu ra que serán soportados.  
5.19.2.4.  Para recipientes con múltiples patas de soporte como las esferas, se debe considerar el 
asentamiento diferencial que se puede dar entre dichos soportes individuales.  
5.19.2.5.  Para los Recipientes refrigerados, el Diseño del aislamiento del fondo debe evitar el 
congelamiento del suelo circundante y de la cimentación.  
5.19.2.6.  Cuando el Almacenamiento se realice a menos de 273 K los cimientos y la parte inferior del 
recipiente deben cumplir con lo siguiente:  
I. El Diseño d e los cimientos y el aislamiento de la parte inferior del recipiente deben evitar daños al 
recipiente provocados por la dilatación de la congelación;  
II. Si los cimientos y el aislamiento debajo del Recipiente refrigerado están en contacto con el piso, y l a 
temperatura de este puede ser inferior a 273 K, se debe instalar un sistema de calefacción para 
evitar que la temperatura del piso descienda;  
III. El sistema de calefacción ubicado debajo del recipiente se debe diseñar con un sistema de 
seguimiento funci onal y de desempeño;  
IV. Donde haya una discontinuidad en los cimientos, como una tubería en la parte inferior, se debe 
diseñar un sistema de calefacción en esa zona, y  
V. El sistema de calefacción ubicado debajo del recipiente se debe instalar de modo que  los elementos 
de calefacción o los sensores de temperatura utilizados para su control se puedan reemplazar 
mientras el recipiente está en servicio.  
5.19.2.7.  Si los cimientos de un Recipiente refrigerado se diseñan para proporcionar una circulación de 
aire en lugar de un sistema de calefacción, los cimientos y el material aislante ubicado debajo del fondo del 
recipiente se deben especificar con materiales resistentes a los efectos del GLP refrigerado, a las 
temperaturas a las que estarán expuestos y a la c orrosión.  
5.19.3.  Cimentación de grupo de Recipientes a presión.  
5.19.3.1.  El Sistema de Almacenamiento para Recipientes a presión en grupo, se debe diseñar 
considerando cimentaciones o bases continuas. En dichos casos, la carga de las bases debe calculars e para 
varias combinaciones de cargas probables, tal como la carga que ocurre cuando Recipientes a presión 
adyacentes se encuentran llenos y aquella que ocurre cuando recipientes alternos están llenos.  
5.19.3.2.  Los pilares continuos, no deben utilizarse e n las Instalaciones de Almacenamiento de GLP en 
Recipientes a presión en grupo, sin que se incorporen medidas específicas para el drenaje.  
5.19.4.  Soportes, anclajes y guías.  
5.19.4.1.  Los soportes de los Recipientes de Almacenamiento deben cumplir con lo establecido en la 
Norma Oficial Mexicana NOM -009-SESH -2011 o el código ASME Sección VIII vigente, equivalente o aquel 
que lo sustituya.  
5.19.4.2.  Las estructuras de anclaje y los soportes de tuberías deben diseñarse aplicando el código  ASME 
B31.3 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente.  
5.19.4.3.  Los soportes para las tuberías deben ser diseñados para soportar o controlar el movimiento de 
las tuberías, de manera que durante la Operación de las Instalaciones de Almacenamiento de GLP n o  se 
presenten afectaciones por vibración, deflexión o esfuerzos excesivos sobre la misma línea o equipo al que se 
conecte la tubería como: bombas, boquilla de recipientes y válvulas.  
5.19.4.4.  El Diseño de los soportes de los Recipientes a presión debe c onsiderar movimientos de 
expansión y contracción, ocasionados por la presión interna y el cambio de temperatura de la pared metálica.  
5.19.4.5.  Se debe proporcionar flexibilidad a las tuberías acopladas para evitar esfuerzos excesivos en las 
boquillas del recipiente y en las tuberías asociadas, ocasionadas por el movimiento del recipiente.  
5.19.4.6.  En el Diseño de los soportes de un Recipiente a presión se deben considerar las cargas 
inducidas sobre su pared metálica, entre otras:  
I. Las fuerzas secundaria s que resulten de las variaciones de temperaturas de operación;  
II. Las tensiones debidas a presiones ocasionadas por pruebas y por operación;  
III. Las cargas debidas al líquido almacenado;   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
IV. Las cargas ocasionadas por las tensiones en la tubería;  
V. Las cargas ocasionadas por los soportes, y  
VI. Las cargas ocasionadas por oleaje del líquido dentro del Recipiente a presión (en zonas sísmicas).  
5.19.4.7.  Las estructuras de soporte pueden ser diseñadas de:  
I. Mampostería reforzada;  
II. Concreto reforzado, y /o 
III. Placa de acero, tuberías o perfiles estructurales.  
5.19.4.8.  En la trayectoria de los soportes para tuberías superficiales y mochetas, se deben incluir accesos 
y pasos, así como puentes y/o pasarelas para el personal, utilizadas para cruzar la tray ectoria de las tuberías, 
tanto para la Operación y Mantenimiento. Los requisitos antes mencionados deben ser plasmados en los 
planos de localización de soportes y puentes de tuberías.  
5.19.4.9.  El elemento de soporte usado como anclaje debe ser diseñado pa ra mantener una posición fija.  
5.19.4.10.  Los sistemas de tuberías que contengan juntas de expansión de fuelles metálicos, así como su 
soportería deben ser diseñados de conformidad con lo establecido en el Apéndice X del código ASME B31.3 
vigente, equivale nte o aquel que lo sustituya.  
5.19.4.11.  Los Recipientes horizontales y/o esféricos deben diseñarse para estar anclados a la 
cimentación.  
5.19.4.12.  El anclaje del recipiente a la cimentación o al soporte debe resistir cualquier fuerza hacia arriba 
ejercid a por el agua sobre la superficie del recipiente en caso de inundación y por las fuerzas resultantes de la 
presión interna del recipiente.  
5.19.4.13.  El anclaje no debe restringir los movimientos de los recipientes que resulten de la expansión y 
contracció n del mismo debido a cambios de temperatura y presión interna.  
5.19.4.14.  Para minimizar la vulnerabilidad a daños mecánicos, se deben proveer los soportes adecuados 
de conexiones y tuberías en las líneas de toma de muestras.  
5.19.4.15.  El anclaje de los R ecipientes horizontales y/o esféricos a la cimentación o al soporte debe ser 
de forma que resista la fuerza del viento, cargas por sismo y el movimiento inducido por las variaciones en la 
temperatura.  
5.19.5.  Silletas.  
5.19.5.1.  Cuando un Recipiente horizo ntal se vaya a soportar por silletas se debe considerar lo siguiente:  
I. Utilizar dos silletas por cada recipiente, y  
II. Determinar en el Diseño los requerimientos y ubicación de los soportes apropiados que permitan 
obtener una distribución uniforme de la  tensión en la pared metálica del recipiente.  
5.19.5.2.  Deben cumplir con lo establecido en la Norma Oficial Mexicana NOM -009-SESH -2011 o el 
código ASME Sección VIII vigente, equivalente o aquel que lo sustituya.  
5.19.6.  Faldones de contenedores verticales . 
5.19.6.1.  Cuando los contenedores verticales vayan a ser soportados por faldones, estos deben ser 
provistos con una abertura para inspección o acceso.  
5.19.6.2.  Las aberturas de los faldones deben de ser reforzadas para prevenir el pandeo o sobre estrés en 
el faldón como resultados de las cargas.  
5.20. Sistema contra incendio.  
5.20.1.  El Diseño del sistema contra incendio de las Instalaciones de Almacenamiento de GLP debe incluir 
el arreglo y ubicación de las vías de acceso, pasillos, puertas y equipo ope rativo. Debe diseñarse de manera 
que permita que el personal y el equipo contra incendio ingresen rápidamente a las instalaciones y a cualquier 
área afectada por fuego, desde al menos dos ubicaciones distintas y contar con salidas de emergencia.  
5.20.2.  Las Instalaciones de Almacenamiento de GLP, deben estar provistas de un sistema de agua contra 
incendio.  
5.20.3.  Se debe especificar en el Diseño que el sistema de agua contra incendio debe formar un circuito 
alrededor del área del sistema de Almacenamiento y de los sistemas de recepción y/o entrega de GLP.  
5.20.4.  Las medidas de protección contra incendio de las Instalaciones de Almacenamiento de GLP deben 
estar basadas en los resultados del Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH) y dar 
cumpli miento a lo establecido en los códigos NFPA 13, NFPA 14, NFPA 15, NFPA 20, NFPA 22, NFPA 24, 
NFPA 25 y NFPA 30, entre otros; vigentes o aquellos que los modifiquen o sustituyan, o sus equivalentes.  El 
sistema de agua contra incendio debe incluir como míni mo lo siguiente:  
I. Una fuente de abastecimiento de agua que satisfaga las necesidades de mayor demanda. 
(cisternas, presas, lagos, lagunas, ríos, Tanque de Almacenamiento de agua, entre otros);  
II. Red de agua contra incendio que incluye anillo principal y circuitos de agua contra incendio;  
III. Bombas de alimentación principal y de relevo; así como bomba compensadora de presión;  
IV. Sistemas fijos de agua: hidrantes monitores, gabinetes con mangueras, tomas para camión -cisterna, 
entre otros;  
V. Sistema de  enfriamiento (sistema de diluvio y sistema de aspersión), y  
VI. Extintores fijos, portátiles y móviles con el agente extintor de acuerdo con el Riesgo.  
5.20.5.  De acuerdo con la fuente de abastecimiento de agua, en el Diseño debe contar con tanque o 
cisterna para almacenar el agua contra incendio que proporcionen la capacidad al sistema.  
5.20.6.  Cuando el Diseño establezca contar con Tanque de Almacenamiento de agua contra incendio este 
debe ser atmosférico, de techo fijo, con venteo y recubrimiento intern o, cumpliendo de conformidad con lo 
establecido en los códigos API 650 y/o NFPA 22 vigentes o aquellos que los modifiquen o sustituyan, o sus 
equivalentes.  
5.20.7.  De acuerdo con los resultados del Análisis de Riesgo del Sector Hidrocarburos (ARSH), la 
localización del Tanque de Almacenamiento de agua debe ubicarse de tal forma que no esté expuesto al 
fuego o en Zonas de Alto Riesgo por daño a equipos (conforme a la clasificación de la Tabla 9 del presente 
Proyecto de Norma Oficial Mexicana) que pueda afect ar su integridad mecánica. Se debe representar que 
dicha ubicación queda fuera de la Zona de Alto Riesgo por daño a equipos en el plano con las zonas de 
afectación por fuego o explosión, y debe ser protegido contra la congelación, donde sea necesario.  
5.20.8. El Diseño del Tanque de Almacenamiento debe incluir como mínimo lo siguiente:  
I. Un sistema de telemedición de nivel, con alarmas por alto y bajo nivel con señales luminosas y 
audibles en la casa de bombas contra incendio y en el cuarto de control de l a Instalación como 
mínimo;  
II. Un sistema de detección mecánica de nivel y alarmas por alto y bajo, independiente del sistema de 
telemedición, mismos que deben ser accesibles al personal;  
III. Un sistema de tierras físicas;  
IV. Indicador de nivel;  
V. Siste ma anticorrosión, y  
VI. En caso necesario el Diseño debe incluir plataformas y escaleras para su acceso.  
5.20.9.  Cuando se establezca el uso de cisterna como medio de Almacenamiento de agua, esta debe ser 
diseñada de concreto, sobre o bajo el nivel de piso  terminado.  
5.20.10.  El sistema de agua contra incendio debe incluir un anillo principal con ramales para alimentar a 
todos los equipos y dispositivos para combate de incendio, el anillo debe ser ubicado en rutas perimetrales y 
en áreas libres de Riesgos p ara evitar daños debido al fuego o explosión.  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
5.20.11.  La especificación de materiales y diámetro de la tubería que forma el anillo principal debe cubrir 
los siguientes aspectos:  
I. Abastecimiento de agua (dulce o salada);  
II. Tipo de tubería enterrada, s uperficial aérea o en trincheras;  
III. Presión de descarga en el punto más desfavorable de 689 KPa;  
IV. Velocidad de flujo máxima de 6.09 m/s cuando se trate de agua dulce;  
V. Velocidad de flujo máxima de 4.57 m/s para agua salada;  
VI. Caudal de agua deter minado en cálculo hidráulico que asegure el correcto funcionamiento del 
sistema;  
VII. Para el seccionamiento, se deben incluir válvulas tipo compuerta, y  
VIII. Tener hidrantes, tomas para camión -cisterna, monitores o estaciones de manguera (gabinetes o 
carretes) o una combinación de ellos de acuerdo con el Riesgo obtenido por el Análisis de Riesgo 
del Sector Hidrocarburos (ARSH) y a las condiciones específicas de las Instalaciones de 
Almacenamiento de GLP.  
5.20.12.  El diámetro nominal de las tuberías que se  utilicen para las líneas principales y los ramales hacia 
los hidrantes debe ser al menos de 150 mm.  
5.20.13.  El sistema de agua contra incendios debe ser funcional en todas las estaciones del año y tener la 
capacidad de entregar el 100% del flujo requerid o por Diseño.  
5.20.14.  En donde exista probabilidad de congelamiento, las tuberías del sistema de agua contra incendio 
deben ser protegidas.  
5.20.15.  La red de distribución de agua contra incendio debe diseñarse de forma tal que por lo menos el 
50% del agu a requerida por el incidente más severo pueda entregarse, cuando cualquier sección 
independiente de la línea principal de agua esté fuera de operación.  
5.20.16.  La tubería de la red de distribución de agua contra incendio puede ubicarse de manera 
subterrán ea, superficial, aérea o en trinchera. La configuración de la red debe ser planeada de manera que 
considere mitigar los Riesgos que comprometan la integridad mecánica de dicha red por radiación, 
sobrepresión, impactos por vehículos u otros factores.  
5.20.1 7. El Diseño de la tubería de la red de agua contra incendio puede ser metálica, no metálica o de 
fibra de vidrio, estar listadas para servicio contra incendio por UL (Underwriters Laboratories) y aprobadas por 
FM (Factory Mutual) o equivalente. Cuando en el Diseño se establezca que será metálica se debe cumplir con 
el código NFPA 24 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente. Cuando sea no metálica 
debe cumplir con las especificaciones del fabricante y cuando sea de fibra de vidrio debe  dar cumplimiento al 
estándar ISO 14692 -3 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente.  
5.20.18.  Si en el Diseño se establece que la tubería de la red de agua contra incendio será superficial, 
aérea o en trincheras, esta no debe estar en el mismo rack donde se localicen tuberías de proceso.  
5.20.19.  Cuando el Diseño de la red de agua contra incendio se establezca que será superficial en tramos, 
no se permite ubicar la sección superficial en el mismo corredor de las tuberías de proceso.  
5.20.20.  Toda la tubería ya sea superficial o enterrada debe protegerse contra la corrosión mediante 
recubrimientos anticorrosivos y debe tener protección contra efectos de cargas externas que puedan dañar las 
tuberías (trincheras, camisas o instalándolas a m ayor profundidad).  
5.20.21.  El Diseño debe incluir suficientes válvulas de aislamiento en la red de distribución de agua contra 
incendio para evitar la pérdida operativa ocasionada por una ruptura en la línea principal.  
5.20.22.  Las válvulas de seccionamie nto de la red de agua contra incendio deben quedar localizadas 
estratégicamente para aislar tramos de tuberías para mantenimiento y/o flexibilidad operativa, sin dejar de 
proteger ninguna de las áreas o equipos que lo requieran.  
5.20.23.  Las válvulas de bl oqueo se deben ubicar de forma que todas las áreas de la Instalación de 
Almacenamiento de GLP se puedan proteger con una porción del sistema principal de agua contra incendio 
en casos de que se aísle una sección averiada de dicha red para su reparación. Di cho sistema debe estar 
diseñado para garantizar la tasa de flujo y cobertura adecuada de los equipos protegidos conforme a los 
resultados del Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH).  
5.20.24.  La red de agua contra incendio debe diseñarse con  alarmas visibles y audibles por baja presión, 
la señal de dichas alarmas se debe recibir en la casa de bombas contra incendio, en el área del responsable 
de operar las bombas y en el cuarto de control de la Instalación.  
5.21. Sistema de bombeo.  
5.21.1.  Se debe diseñar una casa de bombas que aloje el sistema de bombeo de agua contra incendio, la 
cual debe ser de materiales no combustibles y localizada en áreas libres de afectaciones ocasionadas por 
explosión, impacto, fuego, inundación, sismo, tormentas, vi ento, congelamiento y vandalismo, entre otras. 
Adicionalmente, su ubicación debe ser de tal manera que esté apartada de las Zonas de Riesgo identificadas 
dentro de la Instalación de Almacenamiento de GLP, por lo que debe tener mínimo dos accesos libres de 
obstáculos y las dimensiones deben facilitar la Operación y el Mantenimiento de los equipos.  
5.21.2.  El Diseño de la casa de bombas debe considerar el escurrimiento del agua hacia el drenaje pluvial 
y mantener su interior seco.  
5.21.3.  En los sitios en don de se presenten temperaturas ambiente recurrentes inferiores a 278 K, se 
deben proveer los medios para mantener la temperatura en la casa de bombas por arriba de ésta. Asimismo, 
debe contar con luz natural y artificial, esta última conforme a lo establecid o en la Norma Oficial Mexicana 
NOM -025-STPS -2008. Se debe proveer de iluminación de emergencia, con luces fijas accionadas por medio 
de baterías específicas para este fin.  
5.21.4.  Se debe contar con un sistema de bombeo de agua contra incendio constituido por bombas 
centrífugas de alimentación principal y de relevo, accionando la primera con un motor eléctrico y la segunda 
con un motor de combustión interna. Como alternativa se puede configurar el sistema con motores de 
combustión interna en su totalidad. S e pueden tener dos motores eléctricos, prescindiendo del de combustión 
interna en caso de que se considere contar con planta eléctrica de emergencia exclusiva para la alimentación 
del sistema de bombeo de agua contra incendio. Se debe incluir, adicionalmen te, una bomba para mantener 
presurizado todo el sistema.  
5.21.5.  El sistema de bombeo de agua contra incendios debe ser de uso exclusivo para este servicio y 
proporcionar una presión mínima de 689 kPa en el punto de descarga hidráulicamente más desfavorabl e, 
medido en su punto de salida.  
5.21.6.  El Diseño del sistema de bombeo debe incluir una alarma por baja presión en la tubería de succión 
y otra por bajo nivel en el Tanque de Almacenamiento de agua. Las alarmas deben ser audibles y visibles en 
donde se e ncuentren ubicadas y remotamente cuando la presión en la succión de las bombas caiga por abajo 
del mínimo predeterminado y cuando se tenga bajo nivel en el tanque de Almacenamiento.  
5.21.7.  La suma de la presión neta de cierre de la bomba a gasto nulo más la presión máxima de succión 
estática ajustada por elevación, no debe ser mayor a la presión para la cual están diseñados los componentes 
del sistema de agua contra incendios.  
5.21.8.  Las bombas contra incendio y los controladores, deben dar cumplimiento a  la Norma Oficial 
Mexicana NOM -001-SEDE -2012 y al código NFPA 20 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su 
equivalente.  
5.21.9.  La bomba principal y de relevo deben tener un manómetro conectado en la brida de descarga de la 
carcasa de la bomba y u n manómetro de presión y vacío conectado en la brida de succión de la carcasa de  la 
bomba.  
5.21.10.  Todas las llegadas de líneas conduit a los tableros y gabinetes de las bombas contra incendio 
principal, de relevo y mantenedora de presión, deben diseñars e para estar selladas y así evitar la entrada de 
insectos y/o roedores que dañen las instalaciones eléctricas.  
5.21.11.  El Diseño debe incluir la localización y tipo de soportes para que las tuberías no transmitan 
esfuerzos a las bombas, de acuerdo con el estudio de flexibilidad, topografía y mecánica de suelos realizado.  
5.21.12. Las bombas, motores e instrumentos del sistema de agua contra incendio deben ser de uso 
exclusivo para este fin y estar listados para servicio contra incendio.   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
5.21.13.  El Diseño del arreglo entre las bombas y las tuberías de succión debe ser de tal forma que exista 
espacio suficiente para facilitar la Operación, la inspección y Mantenimiento de los equipos.  
5.21.14. El cabezal de succión que alimenta a dos o más bombas de agua con tra incendio, debe ser 
diseñado para operar simultáneamente, debe conducir el 150% de la suma del gasto nominal de todas las 
bombas principales en conjunto, a una velocidad de flujo que no exceda de 4.57 m/s, en tanto que la tubería 
de succión de cada bomb a en particular debe permitir el manejo del 150% de la capacidad nominal de dicha 
bomba, también a una velocidad que no exceda de 4.57 m/s. Esta velocidad debe ser calculada dentro de una 
longitud de 10 diámetros de la tubería antes de la brida de succión de la carcasa de la bomba.  
5.21.15.  Cuando el agua sea succionada directamente de la fuente de abastecimiento, el Diseño debe 
incluir un cárcamo para la succión, de tal forma que se garantice el gasto de alimentación al sistema de 
bombeo de agua contra inc endio.  
5.21.16. Cuando el abastecimiento de agua sea de una fuente al descubierto (mar, ríos, lagunas, presas, 
entre otros), el cabezal de succión se debe diseñar con rejillas en la bocatoma, para impedir la penetración de 
materiales sólidos. Se debe consi derar en el Diseño que el cabezal debe llegar por debajo del nivel mínimo  
de succión y deben ser dos, con el fin de alternarlos para limpieza o reparación.  
5.22. Sistemas fijos de agua.  
5.22.1.  Los sistemas fijos de protección como son: monitores y rociad ores de agua deben cumplir de 
conformidad con lo establecido en el código NFPA 15 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su 
equivalente.  
5.22.2.  El Diseño de la red de agua contra incendio debe considerar hidrantes -monitores para conectar 
boquilla s y mangueras contra incendio; así como tomas para camión contra incendio, las cuales deben 
ubicarse en la periferia de las calles de la Instalación y ser de fácil acceso a los camiones contra incendio. Los 
hidrantes -monitores podrán ser operados de forma manual o remota, dependiendo de los lugares que 
representen un Riesgo para el personal que vaya a intervenir en la operación de estos durante una 
emergencia.  
5.22.3.  El Diseño debe considerar la ubicación entre hidrantes -monitores con un distanciamiento má ximo 
de 30 m, la distancia entre ellos no debe dejar superficies sin proteger.  
5.22.4.  Los dispositivos para salida de agua contra incendio para un hidrante -monitor deben ser con dos 
tomas para conectar mangueras de 65 mm de diámetro y los accesorios para la boquilla del monitor.  
5.22.5. En el Diseño de la red de agua contra incendio para alimentación de hidrantes -monitores se deben 
establecer válvulas de apertura y cierre rápido.  
5.22.6.  La selección de la capacidad de las boquillas debe ser con base al re querimiento del área a 
proteger y la densidad de aplicación de agua contra incendio de acuerdo con la memoria de cálculo de agua 
contra incendio.  
5.22.7.  El alcance mínimo de cobertura desde la línea de centro del monitor a chorro directo del agua debe 
ser de 30 m a una presión de 689 kPa.  
5.22.8.  Los monitores deben permitir ser girados mínimo 120° sobre el plano vertical y de 360° sobre el 
plano horizontal, así como contar con un mecanismo de bloqueo para fijarlo en la posición seleccionada sin 
necesidad de un seguro adicional y estar listados para servicio contra incendio por UL y FM o equivalente.  
5.22.9.  Los monitores operados de forma remota se deben especificar con un panel de control local y 
remoto para operar la válvula de control automático, contro l de la posición y apertura de la boquilla.  
5.22.10.  La ubicación de los hidrantes debe de ser de tal manera que cada recipiente pueda ser alcanzado 
desde al menos dos direcciones por al menos tres corrientes de agua de enfriamiento de las cuales ninguna 
debe usar mangueras con longitud mayor a 91 m.  
5.22.11.  En el Diseño se debe determinar la cantidad de tomas para alimentar camiones contra incendio, 
debe ser de manera que el número de tomas para camión sea igual al gasto del Riesgo mayor.  
5.22.12.  Las tom as deben ubicarse en la periferia de las calles internas de la Instalación y estar al alcance 
de los camiones contra incendio, a una altura de 0.7 m sobre el nivel de piso terminado de la banqueta.  
5.22.13.  El ramal para la alimentación de la toma de camió n debe ser determinado con la memoria de 
cálculo del sistema, debe incluir válvula de apertura y cierre rápido y adaptador para conexión a manguera del 
camión contra incendio.  
5.22.14.  En el Diseño se deben considerar gabinetes de manguera a las entradas d e los edificios, así 
como en cada nivel en el interior de los edificios.  
5.22.15. Los gabinetes dentro de los edificios deben ser diseñados para estar empotrados en la pared y 
deben ser alimentados directamente de algún anillo de agua contra incendio.  
5.22.16. Los gabinetes de manguera deben tener una conexión de manguera de 38.1 mm (1 ½ " in.), con 
boquilla regulable para chorro directo y niebla.  
5.23. Sistemas de enfriamiento.  
5.23.1.  La capacidad del sistema de enfriamiento debe ser igual a la cantidad de  agua que se requiera 
para enfriar el recipiente mayor al que se esté protegiendo (si varios recipientes de Almacenamiento están en 
un sistema de aspersión o de diluvio fijo activado en forma común se debe considerar la capacidad de este 
sistema), más la c antidad requerida para enfriar los recipientes de Almacenamiento adyacentes, más la 
capacidad de reserva para tres flujos de enfriamiento adicionales de 950 l/min por un tiempo mínimo de 4 hrs.  
5.23.2.  Este sistema debe suministrar el enfriamiento requerid o por medio de anillos y sistemas de 
aspersión en la periferia de la Envolvente del o los recipientes de Almacenamiento, así como al equipo 
protegido y alcanzar la tasa de entrega de agua en el sistema en un lapso de 60 s después de su activación 
manual o automática.  
5.23.3. El Diseño del sistema de aspersión se debe realizar con base al área o equipo a proteger, tomando 
en cuenta la presión y densidad de aplicación requerida. Para seleccionar la cantidad de boquillas, así como 
la distribución, ubicación y el ángulo de cobertura, se deben tomar en cuenta los cálculos hidráulicos para 
proporcionar el caudal de agua necesario para enfriar el recipiente de forma homogénea.  
5.23.4.  Cada sistema de aspersión se debe diseñar con dos alimentaciones, conectadas opue stamente y 
de tomas diferentes de la red de agua contra incendio; activados con válvula de apertura y cierre rápido, una 
de control automático (remota de actuación eléctrica, neumática o hidráulica) y la otra en forma manual.  La 
válvula de control automát ico se debe activar por medio de un sistema de detección de mezclas explosivas o 
fuego.  
5.23.5.  La válvula de control automático debe estar listada por UL y FM o equivalente. No debe cerrar en 
menos de 5 s cuando vayan a operar a la máxima velocidad de cie rre desde una posición totalmente abierta. 
Su ubicación debe ser de fácil acceso para la inspección, pruebas y mantenimiento.  
5.23.6.  Las válvulas de control automático deben contar con una botonera para actuarla desde sitio y otra 
desde el cuarto de contr ol de la Instalación.  
5.23.7.  La velocidad máxima de flujo permitida dentro de las tuberías de los sistemas de aspersión para 
agua dulce es de 6.09 m/s, para el caso de agua salada la velocidad debe ser como máximo de 4.57 m/s.  
5.23.8.  Las tuberías y conex iones que alimentan a los sistemas de aspersión deben cumplir de 
conformidad con lo establecido en el código NFPA 15 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su 
equivalente.  
5.23.9.  Enfriamiento a Recipientes.  
5.23.9.1.  Para Recipientes horizontales  la distribución de agua de enfriamiento por aspersión se debe 
considerar en el Diseño que sea por medio de un anillo colocado por encima del recipiente para mojar el 
hemisferio superior y otro anillo por debajo para mojar el hemisferio inferior. Así mismo , se deben tener 
boquillas para mojar las tapas de cada lado.  
5.23.9.2.  Para el enfriamiento del Recipiente esférico este debe seccionarse por hemisferio superior e 
inferior.  
5.23.9.3.  Para el Diseño del sistema contra incendio en el área de Recipientes es féricos, se debe 
considerar incendio en uno de ellos y el enfriamiento de los Recipientes esféricos comprendidos en un radio 
de 2.5 veces su diámetro, y debe contar con un sistema de enfriamiento independiente. El sistema debe 
diseñarse de tal forma que, e n caso de incendio, el recipiente se moje totalmente.  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
5.23.9.4. En cada anillo de aspersión los conos de agua formados por las boquillas deben traslaparse  (15 
cm mínimo), de manera que no quede superficie sin mojar, en caso de que se prevean obstrucciones como: 
soportes de plataformas, escaleras o tuberías, se debe asegurar no dejar superficie sin mojar, y en caso 
necesario, se deben considerar en el Diseño boquillas adicionales.  
5.23.10.  Enfriamiento a bombas.  
5.23.10.1.  El Diseño debe considerar la protec ción contra incendio de las bombas que manejen Líquidos 
inflamables o combustibles mediante un sistema de aspersión que moje el sello mecánico, con las siguientes 
características:  
I. La orientación de las boquillas debe ser dirigida hacia el o los sellos y  no al motor;  
II. Cada sello de bomba debe contar por lo menos con dos boquillas colocadas en sentido opuesto;  
III. Las boquillas deben ser especificadas de cono lleno de 2.54 cm de diámetro, con un ángulo de 
cobertura de 62° y un flujo de 84 lpm a una pre sión de descarga mínima de 413.7 kPa;  
IV. Las boquillas deben localizarse entre 0.6 y 0.9 m del sello mecánico, y  
V. Los arreglos deben incluir juegos de bridas que permitan retirar el arreglo para mantenimiento.  
5.23.11.  Enfriamiento a Sistemas de recepci ón y/o entrega.  
5.23.11.1. Las islas para realizar el Trasvase de GLP a Auto -tanques y/o Carro -tanques deben contar con 
un sistema de aspersión en forma de anillo el cual debe ubicarse por encima del Auto -tanque y/o Carro -
tanque.  
5.23.11.2. El Diseño del s istema de aspersión debe permitir a las boquillas mojar toda la superficie del 
recipiente del Auto -tanque y/o Carro -tanque con una densidad mínima de 20.4 lpm/m 2 a una presión de 
descarga mínima de 413.7 kPa. Las boquillas deben cubrir toda la superficie d el Auto -tanque y/o Carro -tanque 
y los conos deben traslaparse cuando menos por 15 cm.  
5.23.11.3.  El Diseño debe establecer que al menos dos boquillas del sistema de aspersión puedan mojar 
las tapas del recipiente del Auto -tanque.  
5.23.11.4.  Además del anil lo de aspersión, también se deben incluir medios de protección para las 
válvulas de llenado/descarga del Auto -tanque y/o Carro -tanque, cuando menos con una boquilla de cono lleno 
de 2.54 cm de diámetro, con un ángulo de cobertura de 62° y un flujo de 84 lp m a una presión de descarga 
mínima de 413.7 kPa. Las boquillas deben localizarse dentro de la isla de Trasvase.  
5.23.12.  Aspersión con rociadores.  
5.23.12.1.  Se debe diseñar un sistema con rociadores para el control y extinción de incendios en los 
edificio s de servicios y taller de la Instalación de Almacenamiento de GLP.  
5.23.12.2. El Diseño debe considerar que la alimentación a los sistemas de rociadores debe ser 
directamente de un anillo principal de la red de agua contra incendio de la Instalación.  
5.23.12.3.  La ubicación de los rociadores se debe realizar en base al tipo de Riesgo, deben cumplir de 
conformidad con lo establecido en el código NFPA 13 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su 
equivalente.  
5.23.12.4.  Este sistema debe ser activado  cuando los detectores de humo detecten de manera temprana 
la presencia de partículas de combustión (humo), visibles o invisibles que se desprenden en incendios, y/o se 
activen de manera manual la (s) estación (es) manual (es) por fuego correspondiente al área, así mismo debe 
enviar señal a las alarmas audibles y visibles, para que el personal inmediatamente evacúe los edificios  y/o 
taller.  
5.24. Extintores.  
5.24.1.  La protección contra incendio por medio de extintores es un complemento independiente del 
Diseño que se efectúe del sistema de protección de agua contra incendio.  
5.24.2.  En el Diseño se debe determinar el tipo de agente extintor, la capacidad, ubicación de los 
extintores portátiles, móviles y/o fijos, de acuerdo con la clasificación del Riesgo de incendio en las 
Instalaciones de Almacenamiento de GLP. Los extintores deben cumplir con los requerimientos establecidos 
en las Normas Oficiales Mexicanas NOM -002-STPS -2010, NOM -100-STPS -1994, código NFPA 10 vigentes o 
aquellos que los modifiquen o sust ituyan, o sus equivalentes. Se debe elaborar el plano de ubicación de 
extintores.  
5.25. Sistema de supresión de incendios.  
5.25.1. Se debe diseñar un sistema de supresión de incendio utilizando un agente limpio para cuartos de 
control y/o cuartos cerrados con equipo electrónico.  
5.25.2.  Para el Diseño del sistema de supresión de incendio se debe tomar en cuenta que el incendio se 
puede dar por la generación de corto circuito, altas temperaturas en el cableado y en los dispositivos 
complementarios, en los eq uipos eléctricos y/o electrónicos a ser ubicados, así mismo, se deben considerar 
las propiedades combustibles de los materiales de uso común con que se encuentren fabricados los 
componentes que se ubicarán dentro del cuarto de control.  
5.25.3.  El sistema d e supresión de incendio debe tener la capacidad necesaria para extinguir el evento de 
incendio en la Zona de Riesgo, así mismo, la capacidad de reserva debe ser igual a la requerida para ese 
evento. La ingeniería debe determinar el tamaño de tuberías, velo cidad de flujo, número y tipos de boquillas, 
presión en boquillas, área o volumen protegido por cada boquilla, concentración requerida, cantidad del 
agente limpio, tiempo necesario de descarga y permanencia del agente para la supresión del incendio, de 
acuerdo con lo indicado en el estándar ISO 14520 -1 y código NFPA 2001 vigentes o aquellos que los 
modifiquen o sustituyan, o sus equivalentes.  
5.26. Protección retardante al fuego.  
5.26.1.  Con base al Análisis de Riesgo del Sector Hidrocarburos (ARSH) en las áreas donde exista la 
probabilidad de Riesgo por incendio, los soportes y estructuras metálicas deben contar con protección 
retardante al fuego (material ignifugo), su especificación durante el Diseño debe ser de acuerdo con los 
requisitos establecidos en los estándares ISO 834 -10 y API 2218 vigentes o aquellos que los modifiquen o 
sustituyan, o sus equivalentes.  
5.26.2.  Las estructuras de los soportes de los recipientes deben ser provistas con protección retardante al 
fuego, el material ignifugo debe cubri r todos los componentes del soporte requeridos para soportar la carga 
estática del recipiente lleno.  
5.26.3.  Se debe considerar la protección retardante al fuego a las silletas de los Recipientes horizontales 
en donde la distancia entre la parte inferior d el recipiente y la parte superior de la estructura soporte es mayor 
de 0.3048 m.  
5.26.4.  Cuando el Recipiente vertical vaya a ser sostenido por un faldón, el exterior del faldón debe ser de 
material ignífugo.  
5.26.5.  Se debe proporcionar protección retarda nte al fuego a todos los soportes de tuberías dentro de un 
radio de 15 m del recipiente y en todos los soportes de tubería que se ubiquen dentro del área de contención 
de derrames del recipiente.  
5.26.6.  El espesor del material ignífugo debe ser equivalent e a una resistencia al fuego mínima de 5400 s, 
conforme al código UL 1709 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente, cuando se prueba 
en una columna 10W49.  
5.26.7.  En el Diseño el material ignífugo debe estar adecuadamente protegido co ntra los daños que le 
pueda causar la intemperie y sellado para evitar la entrada de agua. Asimismo, ser resistente al 
desplazamiento por impacto directo de corrientes de agua contra incendio.  
5.27. Sistema de detección de gas y fuego.  
5.27.1.  En el Diseño  se deben incorporar detectores de gas y fuego para detectar y monitorear fugas e 
incendios y las atmósferas peligrosas causadas por fuga de GLP en las Instalaciones de Almacenamiento de 
GLP, y con ello alertar al personal de una emergencia.   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
5.27.2.  Este sistema debe diseñarse de acuerdo con los resultados del Análisis de Riesgo  del Sector 
Hidrocarburos (ARSH) y de conformidad a lo establecido en las Normas Oficiales Mexicanas  NOM -002-
STPS -2010 y NOM -001-SEDE -2002, así como los estándares ISO 7240 partes  7, 9, 10, 16 y 19, IEC 60079 
parte 29 -2, IEC 61508 e IEC -61511 y al código NFPA 72, vigentes, equivalentes o aquéllos que los sustituyan.  
5.27.3.  El sistema debe contar como mínimo con los siguientes elementos:  
I. Detectores de humo;  
II. Detectores de mez clas explosivas (gas combustible);  
III. Detectores de flama;  
IV. Alarmas audibles y visibles que incluyan semáforos con luces que indiquen el área y evento 
detectado, cornetas, sirenas o parlantes;  
V. Estaciones manuales de alarma, y  
VI. Un Controlador Ele ctrónico Programable (CEP) del sistema de Gas y Fuego.  
5.27.4. Se debe prever un sistema redundante de suministro de energía de manera que siempre funcionen 
en caso de emergencia.  
5.27.5.  El Diseño debe ser respaldado por una memoria de cálculo en la que s e incluya el plano de 
localización general del sistema de detección de gas y fuego donde se debe indicar la ubicación de los 
detectores, alarmas y estaciones manuales de la Instalación.  
5.27.6.  El Regulado debe elaborar la filosofía de operación del sistem a que demuestre la integración de 
los detectores de flama, mezclas explosivas (gas combustible), alarmas audibles y visibles, y las estaciones 
manuales, todo esto en áreas abiertas; así como los detectores de humo en cuartos de control, cuartos 
cerrados co n equipo electrónico, talleres, almacenes, en edificios con personal administrativo, entre otros.  
5.27.7.  Cuando el sistema de detección de gas y fuego confirme un evento no deseado, este debe activar 
el SPE para que este a su vez active el sistema de agua  contra incendio de las Instalaciones de 
Almacenamiento de GLP.  
5.27.8.  Detectores.  
5.27.8.1.  Los detectores deben ser específicos para la condición de Riesgo prevista.  
5.27.8.2.  En el Diseño se debe determinar la ubicación de los detectores cubriendo el á rea o el equipo a 
proteger, sin obstrucciones entre el contenido del área y los detectores, considerando la accesibilidad para la 
inspección, pruebas y mantenimiento que se realizarán durante la operación de las Instalaciones de 
Almacenamiento de GLP.  
5.27.8.3. Los detectores para áreas a la intemperie deben ser de materiales resistentes a la corrosión.  
5.27.8.4.  Todos los detectores deben ser a prueba de explosión (para áreas abiertas), aprobados por UL o 
FM y/o CSA y/o BASEEFA/CENELEC, para uso en áreas c lasificadas.  
5.27.9.  Detectores de humo.  
5.27.9.1.  Estos deben detectar de manera temprana la presencia de partículas de combustión (humo), 
visibles o invisibles que se desprenden en incendios, y activar las alarmas audibles y visibles, para que 
inmediatam ente el personal evacúe las Instalaciones antes de que se propague el fuego. También debe de 
activar los sistemas de rociadores a los cuales se conecte.  
5.27.9.2.  Las áreas cerradas como: oficinas, pasillos, comedor, sala de usos múltiples, bodegas, taller es, 
etc. Deben tener detectores de humo.  
5.27.9.3.  Los cuartos de control y/o cuartos cerrados con equipo electrónico deben tener detectores de 
humo. Dichos detectores de humo deben ser capaces de avisar que el sistema de supresión de incendio se 
encuentra  en estado de alarma y de activar un segundo detector de humo de la misma zona que confirme la 
presencia de fuego mandando la señal a un tablero de control, el cual debe estar diseñado para accionar  la 
descarga del agente limpio, así como para activar las  alarmas audibles y visibles de los semáforos locales de 
cada cuarto.  
5.27.10. Detectores de mezclas explosivas (gas combustible).  
5.27.10.1. Se deben incluir en el Diseño para monitorear y detectar oportunamente la presencia y la 
acumulación de gas combus tible en la atmósfera y así evitar Riesgos potenciales al personal e Instalaciones.  
5.27.10.2.  Los detectores deben ser capaces de advertir la concentración de GLP en áreas abiertas y 
activar una señal a través de alarmas audibles y visibles cuando la conc entración de GLP esté abajo y dentro 
de sus límites de explosividad. Estos detectores deben ubicarse cerca de las uniones de equipo donde se 
pudiera tener una fuga de GLP y a una altura adecuada tomando en consideración la dirección de los vientos 
dominant es. 
5.27.10.3.  Estos detectores deben activar tanto las alarmas al 20% del Límite Inferior de Explosividad (LIE) 
y al 60% del Límite Inferior de Explosividad (LIE) como los sistemas automáticos contra incendio y el Sistema 
de paro de emergencia (SPE) parci al o total de las Instalaciones en función a la matriz causa y efecto.  
5.27.11.  Detectores de flama.  
5.27.11.1.  Deben ser capaces de detectar la radiación ultravioleta e infrarroja producida por un fuego en el 
ambiente, por medio de foto -sensores independi entes para cada una de las dos bandas requeridas, utilizarse 
en cantidad suficiente y ubicarse en sitios que permitan la mejor cobertura de las áreas.  
5.27.11.2.  Los detectores deben ser ubicados de acuerdo con el Análisis de Riesgo del Sector 
Hidrocarburo s (ARSH) y memoria de cálculo para el área específica a proteger y monitorear de manera que 
ninguno de los puntos del área de Riesgo que requiera detección esté fuera del campo de visión.  
5.27.11.3.  Para definir la ubicación de los detectores de flama se d ebe considerar el traslape de los conos 
de visión en el área a proteger y la relación entre la sensibilidad y la separación de estos.  
5.27.11.4.  Estos detectores se deben ubicar en los equipos como: bombas, recipientes de 
Almacenamiento de GLP y demás área s según los resultados del Análisis de Riesgo del Sector  
Hidrocarburos (ARSH).  
5.27.12. Alarmas audibles y visibles.  
5.27.12.1.  El sistema de alarmas debe permitir al personal identificar la ubicación de una emergencia de 
manera rápida y precisa y proporc ionar la información necesaria sobre la anomalía detectada para cada tipo 
de Riesgo, con distintos tonos y luminarias con colores de lente, dando cumplimiento a lo establecido en la 
Norma Oficial Mexicana NOM -002-STP-2010, así como el código NFPA 72 y el e stándar IEC -60079 parte  29-
2 vigentes, equivalentes o aquellos que los sustituyan.  
5.27.12.2.  Las alarmas audibles y visibles deben ser capaces de activarse automáticamente cuando el 
controlador (CEP) del sistema de gas y fuego identifique la señal de ala rma de alguno de los detectores 
ubicados en campo, también deben contar con la función de activarse localmente desde una estación manual 
de alarma.  
5.27.12.3. Las alarmas audibles que se vayan a ubicar en campo deben tener la capacidad de ser 
escuchadas po r el personal que se encuentre en sitio y por todo el personal en general en áreas que 
presenten alta intensidad de ruido. Deben ser especificadas para atmósferas explosivas y tener un sonido 
diferente para cada condición de Riesgo detectado.  
5.27.12.4.  Las alarmas audibles que se vayan a ubicar en interiores o áreas cerradas deben ser capaces 
de generar un sonido con una intensidad de 70 dB a 3 m y ser tipo bafle.  
5.27.12.5.  Las alarmas audibles deben tener la capacidad de ser silenciadas por el personal a utorizado 
una vez que haya confirmado la emergencia, mientras que las alarmas luminosas deben permanecer 
activadas durante todo el evento, hasta que se restablezcan las condiciones normales.  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
5.27.12.6.  Las alarmas visibles deben ser tipo semáforo, las lum inarias de las alarmas deben ser capaces 
de activarse para emitir, por medio del lente, luces de colores específicos con luz intensa, para permitir avisar 
al personal que se encuentra en el área de la existencia de una condición de emergencia, y estas debe n 
operar por una señal proveniente del sistema de detección de gas y fuego. Las alarmas visibles que indiquen 
condición normal deben ser de tipo continuo, en tanto que las condiciones de alarmas deben ser de luces 
estroboscópicas, a prueba de explosión y t ener un letrero permanente que indique lo que significa cada luz.  
5.27.12.7.  Las condiciones bajo las que deben accionarse las luces son al menos las indicadas en la  
Tabla 7 siguiente:  
Tabla 7. Luces para alarmas visibles  
  
COLOR  CONDICIÓN  
Verde  Normal  
Rojo Fuego  
Amarillo  Alta concentración de gas combustible 
(GLP)  
Azul Abandono de Instalación  
 
5.27.12.8. Los semáforos que se vayan a ubicar en áreas exteriores deben tener forma vertical y para 
áreas interiores en forma horizontal, los cuales deben ser  ubicados en los pasillos mostrando el domo 
luminiscente.  
5.27.12.9.  Para el sistema de supresión de incendio en cuartos de control y/o cuartos cerrados con equipo 
electrónico se deben tener alarmas audibles y visibles ubicadas dentro y fuera de los cuarto s, las cuales 
tendrán como función indicar al personal que ha ocurrido un evento de fuego y que el agente limpio se 
descargará dentro de un lapso conocido como "tiempo de retardo ". 
5.27.12.10. Este tiempo de retardo debe permitir una evaluación rápida de l as condiciones de peligro y 
desalojar al personal de los cuartos o inhibir la acción del sistema mediante el accionamiento de interruptores 
manuales para aborto (botones de aborto) que deben ser ubicados en el interior de los cuartos cerca de las 
rutas de escape.  
5.27.13.  Estaciones manuales.  
5.27.13.1.  En el Diseño se debe establecer que éstas deben ser de doble acción "Empujar y Jalar " o 
"Levantar y Presionar ", de manera que al ser accionadas por el personal transmitan una señal de alarma al 
sistema de de tección de gas y fuego, permitiendo ser operadas con una sola mano. Además, tienen que 
contar con señalamientos en español, protecciones contra una acción accidental y con un mecanismo para 
restablecimiento manual, así como ser acorde con la clasificación de áreas eléctricas correspondientes.  Para 
su especificación se debe dar cumplimiento conforme a lo establecido en el código NFPA 72 vigente o aquel 
que lo modifique o sustituya, o su equivalente.  
5.27.13.2. Las áreas de Trasvase y Almacenamiento deben co ntar con botoneras para ser accionadas y 
dar la alarma ante una situación de emergencia, su ubicación tiene que estar en lugares de fácil acceso, libres 
de obstrucciones y fácilmente identificables por el personal operativo de la Instalación.  
5.27.13.3.  El sistema de supresión con agente limpio en cuartos de control y/o cuartos cerrados con 
equipo electrónico debe considerar estaciones de disparo manual por fuego que puedan ser accionadas 
manualmente, dichas estaciones deben ubicarse en las entradas de los mismos.  
5.27.14.  Controlador Electrónico Programable (CEP) del sistema de Gas y Fuego.  
5.27.14.1.  El sistema de detección de gas y fuego debe estar basado en un Controlador Electrónico 
Programable (CEP) el cual debe efectuar el monitoreo en forma automátic a y continua de los niveles de 
concentración de GLP, presencia de fuego en áreas de Trasvase, Almacenamiento y Bombas, así como 
concentración de humo en el cuarto de control, edificios con personal administrativo, cuarto de control 
eléctrico, talleres, ent re otros; por medio de detectores de mezclas explosivas y de fuego, estaciones 
manuales de alarma en campo, así como de las alarmas audibles y visibles para alertar al personal de la 
Instalación del Riesgo existente.  
5.27.14.2.  Este sistema debe ubicarse d entro del cuarto de control de la Instalación donde se recibirán las 
señales provenientes de los detectores y de las estaciones manuales de campo cuando se identifique la 
presencia de humo, gas y/o fuego, a su vez, debe permitir la activación del sistema d e alarma por zona o en  
la totalidad de la Instalación de manera automática, la activación de los sistemas automáticos contra incendio 
y en su caso, debe activar al SPE.  
5.27.14.3.  El Controlador Electrónico Programable (CEP) del sistema de Gas y Fuego deb e ser certificado 
por UL y cumplir con los estándares IEC 61508 e IEC -61511 vigentes o aquellos que los modifiquen o 
sustituyan, o sus equivalentes.  
5.28. Sistema de protección contra la corrosión.  
5.28.1.  Durante el Diseño se deben implementar las medidas  de protección a las estructuras, equipos y 
tuberías contra la corrosión, por medio de un recubrimiento anticorrosivo y/o protección catódica que las 
proteja contra el medio ambiente.  
5.28.2.  Control de la corrosión.  
5.28.2.1.  En el Diseño de las instalaci ones superficiales que serán expuestas a la atmósfera se deben 
proteger con recubrimientos de material adecuado para prevenir la corrosión, cumpliendo con los métodos y 
criterios establecidos en los estándares ISO 12944 -1 e ISO -12944 -2, vigentes o aquellos  que los modifiquen o 
sustituyan, o sus equivalentes.  
5.28.3.  En el Diseño de las instalaciones que serán subterráneas se deben proteger con recubrimientos de 
material adecuado para prevenir la corrosión, cumpliendo con los métodos y criterios establecidos  en el 
estándar NACE SP0169 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente.  
5.28.4.  Sistema de protección catódica.  
5.28.4.1.  De acuerdo con lo establecido en el estándar NACE SP0169 vigente o aquel que lo modifique o 
sustituya, o su equiva lente, durante el Diseño del sistema de protección catódica se debe considerar como 
mínimo lo siguiente:  
I. Reconocimiento de las condiciones de Riesgo, pH, potencial redox del suelo que prevalecen en el 
sitio (s) de Instalación propuesto;  
II. Selección y especificación de materiales con prácticas de Instalación que garanticen una operación 
segura;  
III. Requisitos de corriente y voltaje;  
IV. Resistividad del suelo / electrolito;  
V. Temperatura ambiente;  
VI. Estructuras externas;  
VII. Nivel freático del suel o; 
VIII. Revestimientos utilizados, y  
IX. Aislamiento del sistema eléctrico de puesta a tierra.  
5.28.4.2.  El acero de refuerzo de los soportes y cimentaciones del sistema de Almacenamiento se debe 
proteger con un sistema de protección catódica para mitigar  el deterioro, aplicando los métodos y los criterios 
establecidos en el estándar ISO 12696 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente.  
5.28.4.3.  Las tuberías expuestas al agua marina deben contar con protección catódica.  
5.28.5.  Recubri miento anticorrosivo.  
5.28.5.1. El tipo de recubrimiento anticorrosivo se debe seleccionar tomando en cuenta las condiciones 
atmosféricas del sitio, así como la compatibilidad con el Sistema de protección catódica complementaria.  
5.29. Sistema eléctrico.  
5.29.1.  El Diseño del sistema eléctrico de las instalaciones debe dar cumplimiento a la clasificación de 
áreas y a los requerimientos establecidos en las Normas Oficiales Mexicanas NOM -001-SEDE -2012  y NOM -
022-STPS -2008 para lo siguiente:   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
I. Equipo eléctric o; 
II. Cableado y sistemas de control críticos;  
III. Puesta a tierra y conexiones;  
IV. Protección contra corrientes parásitas, y  
V. Protección contra descargas eléctricas.  
5.29.2.  Para este sistema se debe elaborar el Proyecto eléctrico el cual debe inclui r como mínimo la 
siguiente información:  
I. Plano de localización general de la Instalación;  
II. Diagrama unifilar;  
III. Cuadro de distribución de cargas por circuito;  
IV. Plano eléctrico;  
V. Lista de los principales materiales utilizados;  
VI. Lista de los principales equipos utilizados;  
VII. Memoria técnica;  
VIII. Clasificación de áreas, y  
IX. Sistemas de conexión a tierra.  
5.29.3.  Sistema de alumbrado.  
5.29.3.1.  Las Instalaciones de Almacenamiento deben contar con sistema de alumbrado, el cual debe ser 
diseñado de acuerdo con lo establecido en las Normas Oficiales Mexicanas NOM -001-SEDE -2012  y NOM -
025-STPS -2008.  
5.29.3.2. Se debe contar con un sistema de alumbrado de emergencia el cual entrará en operación 
automáticamente cuando falte la fuente de alimenta ción del alumbrado normal, este debe ser independiente.  
5.29.3.3.  La fuente de energía eléctrica para el sistema de alumbrado de emergencia debe ser desde un 
sistema de fuerza ininterrumpible de uso exclusivo para este alumbrado.  
5.29.3.4.  Las luminarias d eben contar con una envolvente apropiada de acuerdo con la clasificación de 
áreas de las Instalaciones.  
5.29.3.5.  Sí en el Diseño de las Instalaciones se contempla la recepción y/o entrega mediante Buque -
tanque, el Diseño del sistema de iluminación en muel les, dársenas o escolleras debe ser ubicado y cubierto 
de forma que no se confunda con ningún dispositivo de asistencia a la navegación, ni interfiera con la 
navegación en canales adyacentes, en caso de que los hubiera.  
5.29.4.  Fuentes de potencia eléctric a. 
5.29.4.1.  Los sistemas de control eléctrico, medios de comunicación, iluminación y sistemas de combate 
contra incendios de las Instalaciones de Almacenamiento de GLP deben tener como mínimo, dos fuentes de 
potencia eléctrica de modo que la falla de una no afecte la capacidad de operación de la otra.  
5.29.4.2. Cuando se utilizan generadores auxiliares con motor de combustión interna como segunda 
fuente de potencia eléctrica, éstos deben cumplir como mínimo con las condiciones siguientes:  
I. Estar ubicados  en un lugar separado o protegido de las otras instalaciones de Almacenamiento de 
GLP y tener capacidad de operar durante una emergencia, y  
II. El suministro de combustible a los sistemas de generación eléctrica debe estar protegido contra 
peligros probabl es durante una condición de emergencia de la Instalación de Almacenamiento  de 
GLP.  
5.29.5.  Sistema de tierras, pararrayos y/o apartarrayos.  
5.29.5.1.  Se debe diseñar un sistema de tierras, pararrayos y/o apartarrayos (protección contra descargas 
atmosféri cas) para las Instalaciones, edificios o estructuras más altas en espacios abiertos dentro de la 
Instalación de Almacenamiento de GLP para la seguridad del personal y de las Instalaciones en cumplimiento 
con lo establecido en la Norma Oficial Mexicana NOM -001-SEDE -2012.  
5.30. Sistema de control distribuido (SCD).  
5.30.1.  Se debe diseñar un sistema que permita una operación adecuada y supervisada mediante el 
empleo de equipo de cómputo y la automatización de secuencias operativas con lo que se incremente 
sustancialmente el nivel de seguridad del personal y de la Instalación.  
5.30.2.  El Sistema de Control Distribuido (SCD) debe tener las características siguientes:  
I. Contar con funciones de medición, de control, de automatización de tareas y de alarma;  
II. Ser congruente con la filosofía de operación de las Instalaciones;  
III. Incorporar protocolos de comunicación con la flexibilidad para aceptar el uso de diferentes marcas 
de fabricantes, sin que ello demerite su desempeño, en lo particular o en conjunto;  
IV. Incorporar sistemas redundantes en energía, supervisión, monitoreo, capacidad de respuesta y de 
alarma, de manera que la falla de un componente no impida el funcionamiento adecuado de las 
Instalaciones;  
V. Incorporar sistemas de seguridad adecuados para m antener al Sistema de Control Distribuido en 
óptimas condiciones de uso, tales como: conexión a tierra física electrónica habilitada, pastillas 
termo -magnéticas adecuadas, entre otros;  
VI. Prever la posibilidad de crecimiento futuro de las Instalaciones, t anto en su capacidad como en las 
mejoras tecnológicas;  
VII. Constar de sensores inteligentes para activar alarmas visibles y audibles para advertir al personal 
que lo atiende;  
VIII. Estar equipado con un sistema de monitoreo y control computarizado para la  medición y control 
integral de los parámetros de operación que determinan la Seguridad Operativa de la Instalación de 
Almacenamiento de GLP;  
IX. Mantener los valores de los parámetros de operación dentro de los límites de operación normal y, en 
caso de qu e dichas magnitudes se salgan de dichos límites, el sistema debe tener la capacidad de 
activar alarmas de advertencia de operación de emergencia;  
X. Contar con elementos para controlar en forma automática una operación de emergencia y, en su 
caso, permitir  el control manual de la misma;  
XI. Ser capaz de recabar, almacenar y mostrar información, en forma continua y confiable, 
correspondiente a la señalización de campo: estados de dispositivos, mediciones, alarmas, etc.;  
XII. Ser capaz de ejecutar acciones de  control iniciadas por el operador, tales como: abrir o cerrar 
válvulas, arrancar o parar bombas, etc.;  
XIII. Ser capaz de alertar al operador de cambios detectados en la Instalación, tanto aquellos que no se 
consideren normales (alarmas) como cambios que se produzcan en la operación diaria de la 
Instalación (eventos). Estos cambios deben ser almacenados en el sistema para su posterior 
análisis, y  
XIV. Contar con aplicaciones en general, basadas en la información obtenida por el sistema, tales como: 
reporte s, gráficos de tendencia, historia de variables, cálculos, predicciones, detección de fugas, etc.  
5.30.3.  El Sistema de Control Distribuido (SCD) debe considerar al menos los siguientes sistemas:  
I. Sistema de Monitoreo y control;  
II. Sistema de Paro de em ergencia;  
III. Sistema de Medición de producto;  
IV. Sistema de Energía eléctrica ininterrumpible;  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
V. Instrumentación de campo, y  
VI. Protección contra incendios.  
5.30.4.  Se debe asegurar que el sistema, disponga de funciones de monitoreo y control de las v ariables 
operativas de la Instalación para la operación segura, considerando como mínimo lo siguiente:  
I. Monitorear y controlar (local y/o remotamente) las condiciones de operación y seguridad en el 
manejo de GLP, notificando por medio de alarmas operativ as y de seguridad;  
II. Realizar el paro ordenado de la operación de la Instalación conforme a los protocolos establecidos;  
III. Realizar el control de operaciones con seguridad, y  
IV. Proveer de los registros sobre las actividades de recepción, Almacenamie nto y entrega que se 
realizan en la Instalación.  
5.31. Sistema de paro de emergencia (SPE).  
5.31.1.  Se debe incluir en el Diseño un sistema de paro de emergencia (SPE) en las Instalaciones de 
Almacenamiento de GLP.  
5.31.2.  En caso de emergencia, este siste ma debe ser capaz de aislar o cerrar la fuente de suministro de 
GLP, Líquidos y gases inflamables (cuando aplique) en las Instalaciones, además de parar la operación de 
cualquier equipo que pueda prolongar o aumentar el estado de emergencia.  
5.31.3.  Si se prevé que el paro de un equipo por emergencia pueda producir un riesgo o daño mecánico al 
mismo, se debe evitar que éste o sus dispositivos auxiliares sean parados por el sistema SPE; lo anterior, 
siempre y cuando sean controlados los efectos de la liberac ión de fluidos inflamables o combustibles,  en su 
caso.  
5.31.4.  El SPE debe tener un Diseño a prueba de falla debido a una exposición al fuego durante un 
mínimo de 10 min.  
5.31.5.  En sitios donde no es práctico un Diseño a prueba de falla, el sistema debe ubicar todos sus 
componentes a una distancia mínima de 15 m del equipo que controlan.  
5.31.6.  El SPE debe prever lo siguiente:  
I. Cierre de válvulas de aislamiento de proceso (acometida y carga);  
II. Apertura de válvulas a quemador;  
III. Arranque o paro de  bombas de carga;  
IV. Apertura de válvulas y arranque de bombas del sistema contra incendios;  
V. Activación de alarmas sonoras y visuales, y  
VI. Notificación a cuerpos de emergencia.  
5.31.7.  Los sistemas de trasiego de GLP desde/hacia Auto -tanques, Semirre molques o Carro -tanques 
deben contar con un SPE que:  
I. Pueda ser activado manualmente, y  
II. Pare los componentes del sistema de trasiego de GLP o vapor en la secuencia adecuada.  
5.31.8.  Se deben prever operaciones redundantes necesarias para proveer de e nergía, supervisión, 
monitoreo, capacidad de respuesta y sistemas de alarma, de manera que la falla de un componente no impida 
el funcionamiento adecuado de las Instalaciones.  
5.31.9.  Se debe prever la posibilidad de crecimiento futuro de las Instalaciones , tanto en su capacidad de 
Almacenamiento como en equipo con nueva tecnología.  
5.31.10.  El SPE debe ser activado cuando el sistema de detección de gas y fuego confirme un evento no 
deseado y activar el sistema de agua contra incendio de las Instalaciones d e acuerdo con la filosofía de 
operación.  
5.32. Sistema de monitoreo y control.  
5.32.1.  El sistema de monitoreo y control debe contar con lo siguiente:  
I. Tableros de control;  
II. Consolas de control;  
III. Recolección de datos;  
IV. Almacenamiento de bases d e datos, reportes y gráficas;  
V. Cableado adecuado;  
VI. Conductos de cableado por tubería y colocación adecuada en charolas;  
VII. Conexión adecuada;  
VIII. Rutas de cableado en condiciones adecuadas de operación, y  
IX. Instrumentación de campo.  
5.33. Activa dores manuales.  
5.33.1.  Se debe contar con activadores manuales en los sitios principales de las Instalaciones en donde 
regularmente se vaya a tener presencia de operadores para que estos puedan ser activados ante una 
situación de emergencia.  
5.33.2.  Deben  ser ubicados a una distancia mínima de 15 m del equipo al que dan servicio, en áreas 
accesibles durante una emergencia. Adicionalmente, deben tener las características siguientes:  
I. Ubicarse en lugares en donde no estén expuestos a un incendio;  
II. Estar  protegidos contra cualquier falla debido a una exposición al fuego durante un mínimo  de 10 
min; 
III. Las estaciones de activadores manuales deben estar protegidas contra activaciones accidentales;  
IV. Los sistemas SPE en el área de trasiego de GLP deben p oder ser activados manualmente;  
V. Los sistemas SPE deben activarse automáticamente cuando se detecte gas combustible al 60% del 
Límite Inferior de Explosividad (LIE) o fuego en algún área crítica del sistema de Almacenamiento;  
VI. Se debe activar la alarm a visual y sonora local, así como la del centro de control;  
VII. Se debe instalar un control del SPE integrado en el centro de control del sistema de 
Almacenamiento. Este SPE centralizado debe ser independiente del sistema de control general y 
operar con p rioridad sobre este último, y  
VIII. Las señales de los detectores de gas y fuego deben incorporarse al control del SPE del cuarto de 
control y deben estar duplicadas en los centros de seguridad y de vigilancia, si éstos dos son 
distintos.  
5.34. Sistema de comunicación.  
5.34.1.  Se debe Diseñar un sistema para llevar a cabo la comunicación al interior de la misma y con los 
cuerpos de emergencia externos. En este se debe incluir comunicación vía telefónica, altavoces, anuncios 
luminosos y radio según se requie ra, dando cumplimiento a lo establecido en la NOM -084-SCTI -2002  y NOM -
001-SEDE -2012, operar en las distintas áreas de la Instalación de manera eficiente y segura, tomando en 
cuenta la preservación de vidas humanas, medio ambiente y las Instalaciones.  
5.34.2. Los sistemas de intercomunicación y voceo deben estar diseñados para operar en áreas 
industriales y clasificadas como peligrosas, siendo su función principal la de comunicar a una o más personas 
en forma privada o en voz abierta, tanto en las situacion es operativas normales como de emergencia.  La 
comunicación de la voz debe ser de manera inmediata sin problemas de marcación o líneas ocupadas, 
asegurando con esto las opciones de atención oportuna.  
5.34.3.  Se debe disponer de un sistema de comunicaciones  en los lugares de Trasvase del GLP para 
mantener el contacto con el personal relacionado con dicha operación.  
5.34.4.  Para Instalaciones marítimas de Almacenamiento de GLP, se debe incluir en el Diseño un sistema 
de comunicación entre el Buque -tanque y la  Instalación de Almacenamiento de GLP. Debe tener otro sistema 
de comunicación  separado para caso de emergencia.  
5.35. Edificios.   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
5.35.1.  En el Diseño de las Instalaciones de Almacenamiento se debe considerar al menos las siguientes 
edificaciones:  
I. Cuart o de Control: Edificio relacionado con el alojamiento de los sistemas de control;  
II. Subestación: Edificio destinado a contener y proteger el equipo de fuerza y control eléctrico;  
III. Casetas: Áreas de accesos a la Instalación para control de entradas y salidas para personal,  Auto-
tanques y/o Semiremolques;  
IV. Servicios: Incluyen edificios que dan respuesta a las distintas necesidades de la Instalación, y  
V. Taller: Edificio que albergara las áreas para mantenimiento.  
5.35.2.  En el Diseño de los edificio s se debe considerar que satisfagan las actividades laborales y deben 
favorecer la seguridad del personal, considerando como mínimo lo siguiente:  
a) Ubicación, orientación y protección de acuerdo a los resultados del An álisis de Riesgo para el Sector 
Hidro carburos (ARSH);  
b) Condiciones climáticas de la zona;  
c) Condicionantes geográficas del entorno como topografía;  
d) Vientos dominantes;  
e) Humedad;  
f) Permeabilidad del subsuelo;  
g) Incidencia solar, y  
h) Sismicidad.  
5.35.3.  Los materiales para su constru cción deben ser incombustibles, las edificaciones cerradas deben 
especificarse con ventilación adecuada ya sea natural o artificial y los materiales para los pisos deben ser 
impermeables con una pendiente que impida que en caso de derrame de líquidos drene n hacía el exterior.  
5.35.4.  Todos los edificios deben cumplir con lo establecido en las Normas Oficiales Mexicanas  NOM -
001-STPS -2008, NOM -002-STPS -2000, NOM -025-STPS -2008, NOM -026-STPS -2008, entre otras, contar con 
salidas de emergencias, equipo de prote cción, extintores, sistema de detección de gas y fuego, y cumplir con 
los requisitos técnicos de los fabricantes para la instalación de los equipos que ahí se ubiquen.  
5.35.5.  Cuarto de control.  
5.35.5.1.  El cuarto de control principal debe contar con los sistemas y equipos necesarios para proveer de 
información al personal operativo para supervisar el correcto funcionamiento de las instalaciones y en caso 
necesario tomar acciones correctivas. Este cuarto de control debe tener al menos las características 
siguientes:  
I. Ser diseñado, ubicado y protegido de acuerdo con los resultados del Análisis de Riesgo del Sector 
Hidrocarburos (ARSH) y respetar la distancia de seguridad mínima establecida en el numeral 5.2.2.1 
del presente Proyecto de Norma Oficial Mexica na; 
II. Permitir su ocupación el tiempo necesario para la ejecución de los procedimientos de emergencia y 
su evacuación con total seguridad hacia un lugar seguro;  
III. Su Diseño debe ofrecer un alto grado de seguridad para el personal técnico -administrativ o, alojado 
en su interior;  
IV. Debe garantizar que en cualquier emergencia se mantenga el control y monitoreo para llevar a las 
Instalaciones a paro seguro por medio del Sistema de Paro de Emergencia (SPE);  
V. Desde el cuarto de control se debe de tener la  capacidad de operar los sistemas de control de 
Trasvase de GLP, los sistemas de control operados remotamente y los sistemas de control de paro 
automático requeridos de acuerdo con la filosofía de operación de la Instalación;  
VI. Cuando una Instalación de Almacenamiento de GLP considere tener otros cuartos de control 
secundarios, debe haber más de un medio de comunicación entre los cuartos de control;  
VII. Cada cuarto de control debe tener medios de comunicación de advertencia de condiciones 
peligrosas en l as áreas de la Instalación de Almacenamiento de GLP;  
VIII. Los sistemas de calefacción, ventilación y climatización deben estar diseñados para resistir posibles 
radiaciones térmicas, y  
IX. Contar con sistemas de aire acondicionado y presurizado de ventilac ión, ubicando en la toma de 
aire exterior y al interior detectores de mezclas explosivas, con señal de alarma local y al tablero  de 
control del sistema de supresión de incendio. En caso de presencia de GLP y humo debe estar 
diseñado para efectuar el cierr e de las compuertas contra humo y fuego de la toma de aire y el paro 
de la unidad de presurización -filtración química.  
5.35.6.  Subestación.  
5.35.6.1.  Este edificio debe ser diseñado, ubicado y protegido de acuerdo con los resultados del Análisis 
de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH) y respetar la distancia de seguridad mínima establecida en el 
numeral 5.2.7.1 del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana.  
5.35.6.2.  El Diseño de una subestación debe considerar al menos lo siguiente:  
I. El sistema d e suministro y distribución de energía eléctrica requerido en la Instalación;  
II. Contar con sistemas de aire acondicionado y ventilación, ubicando en la toma de aire exterior y 
contar con detectores de mezclas explosivas, con señal de alarma local y al ta blero de control del 
sistema de supresión de incendio. En caso de presencia de GLP y humo debe estar diseñado para 
efectuar el cierre de las compuertas contra humo y fuego de la toma de aire y el paro de la unidad 
de presurización -filtración química, y  
III. Contar con accesos vehiculares a la subestación.  
5.35.7.  Casetas.  
5.35.7.1.  Para este tipo de edificios se debe considerar en el Diseño el número de accesos a la 
Instalación, cada uno con su caseta para control de entradas y salidas para personal, Auto -tanques y/o 
Semiremolques, su ubicación debe ser considerada estratégica ya que debe encontrarse cerca de los límites 
de las vías de circulación del rodamiento principal y debe considerar como se llevará el control de acceso y 
registro de personal que ingre se a pie y del personal autorizado que ingrese con vehículo.  
5.35.8.  Servicios.  
5.35.8.1.  Los edificios utilizados como central contra incendio, bodegas de seguridad, comedor, cuarto  de 
cambios (baños generales y regaderas), edificios administrativos, alm acén de materiales ,almacén de 
residuos peligrosos, casetas de medición, entre otros; deben ser diseñados, ubicados y protegidos de acuerdo 
con los resultados del Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH), respetar las distancias de 
seguridad mínima establecidas en el numeral 5.2.1 o 5.2.8 del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana y 
considerar los factores físicos, tales como: vientos dominantes y reinantes, precipitación pluvial, temperatura, 
humedad, etc.  
5.35.8.2.  Los edificios adminis trativos deben ubicarse en áreas seguras, cerca de los puntos de ingreso y 
con salida a las vías públicas, contar por lo menos con dos puertas una principal y una de emergencia.  
5.35.9.  Taller.  
5.35.9.1.  El Diseño de esta área debe considerar los equipos y  herramientas para las actividades de 
mantenimiento, como los accesos vehiculares hasta la zona de trabajo para realizar dichas actividades.  
5.36. Vialidades.  
5.36.1.  Las vialidades para la circulación dentro de las Instalaciones deben ser diseñadas 
geomét ricamente de manera que estén separadas para el tránsito de vehículos pesados y ligeros, empleando 
como carpeta de rodamiento material resistente, por ejemplo: concreto hidráulico o asfáltico, con un ancho 
suficiente para permitir la circulación con fluide z de los vehículos para los casos en que se encuentre uno 
estacionado y para permitir las maniobras y los giros de los vehículos. Además, se debe considerar como 
mínimo lo siguiente:  
I. Que los Auto -tanques y/o Semirremolques realicen el mínimo de movimien tos dentro de la 
Instalación para el acceso o salida del área de recepción y/o entrega de GLP;  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
II. Incorporar señalización para que el giro o vuelta del Auto -tanque y/o Semirremolque se realice a la 
izquierda con el fin de que el operador tenga mejor visib ilidad,  
III. Con pendiente que permita el drenado y conducción de las aguas pluviales al sistema de drenaje 
para evitar inundaciones o encharcamientos;  
IV. Proporcionar infraestructura adecuada para la protección de las Instalaciones, tales como: barras de  
protección a la entrada de las bahías, altura de banquetas en bahía de recepción y entrega, 
reductores de velocidad, entre otros;  
V. La vialidad peatonal debe diseñarse en forma independiente y en caso de estar contiguo al vehicular 
debe contar con banque tas que permita el tránsito seguro del personal, y  
VI. Los andadores peatonales deben diseñarse en forma independiente y en caso de estar contiguos a 
las vialidades vehiculares deben contar con banquetas con guarnición que permitan el tránsito 
seguro del p ersonal.  
5.36.2.  La Instalación debe contar con un área entre la vialidad y el acceso para permitir el 
estacionamiento temporal de Auto -tanques y/o Semirremolques en tanto se permite la entrada.  Las 
dimensiones para el Diseño de ésta deben cumplir como mí nimo con lo siguiente:  
I. Prever las dimensiones de los vehículos a ingresar y los radios de giro conforme a la normativa de la 
Secretaría de Comunicaciones y Transportes aplicable, para cada tipo de vehículo;  
II. La entrada y la salida de la Instalación d eben contar con un ancho mínimo de 9.1 m de acuerdo con 
el código API 2610 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente;  
III. La distancia entre la entrada de la Instalación debe estar desplazada de la vía de acceso como 
mínimo a una dist ancia igual a la longitud del vehículo más largo de acuerdo con el código API 2610 
vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente, y  
IV. Se deben considerar salidas de emergencia para vehículos y personal.  
5.37. Accesos.  
5.37.1.  En caso de que el proceso operativo requiera que el Auto -tanque y/o Semirremolque se detenga 
previo a la puerta de acceso de la Instalación, debe considerarse una distancia desde la entrada a la vialidad 
externa, equivalente a la longitud del Auto -tanque y/o Semirrem olque más largo que va a ingresar, dicho 
espacio debe ser recto, sin obstrucciones y localizado de manera simétrica.  
5.37.2.  El acceso peatonal debe diseñarse en forma independiente y en caso de estar contiguo al 
vehicular contar con un pasillo que permita  el tránsito seguro del personal e incluir los requerimientos de una 
caseta de vigilancia.  
5.37.3.  Se deben determinar las características de las puertas de acceso considerando mecanismos de 
apertura y cierre seguros, y en su caso los accesorios necesarios  de protección física.  
5.37.4.  La distribución, arreglo, ubicación de las vías de acceso, pasillos, puertas y equipo operativo del 
sistema contra incendio, debe diseñarse de forma que permita al personal y al equipo contra incendio, el 
acceso desde al meno s dos ubicaciones distintas de la Instalación de manera rápida a cualquier área afectada 
por fuego de acuerdo con el Análisis de Riesgos para el Sector Hidrocarburos (ARSH).  
5.38. Estacionamiento.  
5.38.1.  Para el Diseño del área de estacionamiento de la In stalación se deben tomar en cuenta los puntos 
siguientes:  
I. Ubicarse lo más próximo al acceso y a una distancia no menor a 25 m de las áreas de recepción y/o 
entrega de GLP;  
II. Ubicarse a una distancia no menor a 30 m hacia un Recipiente a presión o Reci piente refrigerado;  
III. Aplicar las Recomendaciones que resulten del Análisis de Riesgos para el Sector Hidrocarburos 
(ARSH);  
IV. Considerar en el Diseño la protección contra incendio que resulte del Análisis de Riesgos para el 
Sector Hidrocarburos (ARSH) ; 
V. El cajón de estacionamiento debe tener un ancho suficiente para permitir la apertura de las puertas 
de los vehículos;  
VI. Debe ser diseñado de concreto hidráulico y/ o asfalto, y  
VII. El piso debe tener una pendiente que permita el drenado y conducció n de aguas pluviales para 
evitar inundaciones.  
5.39. Señalización.  
5.39.1. Las dimensiones, características de los letreros de seguridad y señalización, deben estar acordes 
con lo establecido en la Norma Oficial Mexicana NOM -026-STPS -2008.  
5.39.2.  Debe dis eñarse un sistema de señalamientos de seguridad que proporcione información al 
personal operativo y de visita sobre las acciones de condición segura, acciones obligatorias, acciones 
prohibitivas, información para casos de emergencia e identificación de equ ipo contra incendio en las 
Instalaciones de Almacenamiento.  
5.39.3. La especificación de los letreros debe cumplir como mínimo con lo siguiente:  
I. Estar en idioma español;  
II. Captar la atención del personal operativo y visitantes;  
III. Conducir a una sol a interpretación;  
IV. Ser claras para facilitar su comprensión;  
V. Informar sobre la acción específica a seguir;  
VI. Representar acciones y situaciones que puedan ser reconocidas fácilmente;  
VII. Representar exclusivamente un mensaje directo en cada uno, y  
VIII. Estar libres de todo tipo de propaganda, logotipo o mensajes ajenos a las actividades de la 
Instalación.  
5.39.4.  Los letreros deben ubicarse en sitios iluminados de día y de noche, que sean fácilmente visibles 
para el personal. Cuando se vayan a ubi car en áreas exteriores estos deben ser de material retro -reflejante, 
resistentes al medio ambiente y a la corrosión existente.  
5.39.5.  Debe proveerse de señalamientos claros y visibles sobre las áreas de circulación como: velocidad 
máxima permitida, zonas  de estacionamiento, apagado de motor, rutas de evacuación, puntos de reunión, 
entre otros.  
5.39.6.  Los frentes de ataque para combate contra incendios en las instalaciones deben tener señalados 
los sistemas fijos de prevención y ataque a incendios.  
5.40. Rutas de evacuación.  
5.40.1.  De acuerdo con los resultados del Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH), en 
cada una de las áreas de la Instalación de Almacenamiento de GLP se deben diseñar las rutas de evacuación 
con la señalización adecuada  para evacuar las áreas de la Instalación y canalizar al personal hacia áreas de 
conteo (puntos de reunión), ubicados fuera de las áreas de Riesgo, o en su defecto, estas rutas deben 
canalizar a la ruta general de escape fuera de las Instalaciones (si es e l caso).  
5.40.2.  Las rutas de evacuación deben ser trazadas de manera que la distancia a recorrer desde el punto 
más alejado a un área de salida no sea mayor de 40 m, en caso de que la distancia sea mayor a la señalada, 
se debe diseñar dicha ruta que el ti empo máximo de evacuación del personal a un lugar seguro sea menor o 
igual a tres minutos de acuerdo con la Norma Oficial Mexicana NOM -002-STPS -2010.  
5.40.3.  Se deben trazar en un plano de localización general la ubicación de las rutas de evacuación, 
punto s de reunión y letreros de seguridad.  
5.41. Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH).  
5.41.1.  El Regulado debe elaborar un Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH) para las 
Instalaciones de Almacenamiento de GLP en la etapa de I ngeniería Básica Extendida, de acuerdo a lo 
establecido en las mejores prácticas nacionales e internacionales, códigos y/o estándares internacionales, 
aplicables vigentes; lo anterior, para identificar los posibles Riesgos internos y externos que puedan da r origen 
a eventos no deseados en las Instalaciones de Almacenamiento de GLP, y con base a los resultados del 
Análisis determinar las necesidades de salvaguardas y medidas de protección adicionales a incluirse en el 
Diseño para mitigar los Riesgos identifi cados en el análisis antes mencionado.   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
5.41.2.  Para el desarrollo del ARSH, se debe utilizar en la identificación de peligros, evaluación y Análisis 
de Riesgos, como mínimo, la información derivada de las siguientes especialidades:  
I. Topografía o batimetr ía; 
II. Ingeniería civil;  
III. Ingeniería de proceso;  
IV. Ingeniería de tuberías;  
V. Ingeniería de corrosión;  
VI. Ingeniería mecánica;  
VII. Ingeniería de instrumentación y control;  
VIII. Ingeniería de seguridad y contraincendios;  
IX. Ingeniería eléctrica;  
X. Ingeniería en telecomunicaciones, y  
XI. Arquitectura  
5.41.3.  El contenido mínimo del Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH) debe cumplir con 
lo descrito en los numerales 5.41.4. al 5.41.18. siguientes:  
5.41.4.  Descripción del Proyecto.  
5.41.4.1.  Se debe describir la ubicación del proyecto, incluyendo coordenadas geográficas y/o Universal 
Transversal Mercator  (UTM) y dimensiones del predio.  
5.41.4.2.  Contener los criterios, normas, códigos, estándares, buenas prácticas, entre otros, consid eradas 
para el Diseño del Proyecto específicos para afrontar y reducir los posibles Riesgos.  
5.41.4.3.  Incluir tablas con la información de las características de los equipos de proceso principales y 
auxiliares, especificando: descripción, clave o identifi cación (TAG), capacidad, dimensiones, códigos o 
estándares de Diseño, materiales de construcción, tiempo de vida útil estimado, sustancia a manejar, 
condiciones de Diseño (presión, temperatura y flujo) y sistemas de control de proceso (indicadores, 
transmi sores, controladores entre otros).  
5.41.4.4.  Descripción de la infraestructura y características principales del área de carga y descarga de 
GLP (vías, muelles, llenaderas, Ductos, entre otros).  
5.41.4.5.  Descripción de cuarto de control, sistema de aislam iento, sistema de desfogues, entre otros.  
5.41.4.6.  La información soporte, debe contenerse en los siguientes documentos:  
I. Lista y plano de localización general de equipos y recipientes de Almacenamiento indicando su tipo, 
materiales de construcción y ca pacidad máxima;  
II. Diagramas de flujo de proceso, incluyendo servicios auxiliares;  
III. Balance de materia y energía de proceso;  
IV. Diagramas de tubería e instrumentación de proceso;  
V. Planos de cimentaciones;  
VI. Lista de líneas de proceso y servicios auxiliares;  
VII. Especificaciones del cuarto de control;  
VIII. Planos civil y mecánico de los recipientes, y  
IX. Planos del sistema contra descargas atmosféricas y sistema de tierras físicas.  
5.41.5.  Descripción del proceso.  
5.41.5.1.  Describir de manera d etallada las actividades a llevar a cabo en la Instalación: Almacenamiento, 
operaciones de Trasvase en una secuencia ordenada e indicando la logística a seguir respecto a 
capacidades, frecuencias y tiempos para el Trasvase, se debe incluir la filosofía de operación de la 
Instalación, la cantidad total de Almacenamiento de GLP y de otras sustancias peligrosas o inflamables a 
manejar, y sus hojas de datos de seguridad correspondientes.  
5.41.6.  Descripción del entorno.  
5.41.6.1.  A partir de los límites de prop iedad, se debe tomar un radio de 500 m entorno a la Instalación y 
describir como mínimo lo siguiente:  
I. Condiciones meteorológicas del sitio donde se ubican las Instalaciones, utilizando datos 
meteorológicos de los últimos 50 años (temperatura ambiente: m áximas, promedios, mínimas; 
velocidad y dirección de viento; humedad relativa; presión atmosférica; entre otros); así como los 
datos de geología, geomorfología y tipo de suelos;  
II. Especies de flora y fauna que se encuentran en la región donde se ubicarán  las Instalaciones;  
III. Susceptibilidad de la zona a: sismicidad, corrimientos de tierra, derrumbamientos o hundimientos, 
inundaciones, pérdidas de suelo debido a la erosión, contaminación de las aguas superficiales 
debido a escurrimientos y erosión, Ries gos radiológicos, huracanes, y otros efectos meteorológicos 
adversos (inversión térmica, niebla, entre otros);  
IV. Zonas vulnerables de población (casas, poblaciones, escuelas, hospitales, centros comerciales, 
templos, unidades habitacionales de alta densi dad, parques, entre otros) indicando densidad de 
población, nombre y proximidad a la Instalación;  
V. Infraestructura vial (carreteras y ferrocarril) e industrial (ductos, líneas de alta tensión y plantas 
industriales), indicando nombre y proximidad a la In stalación;  
VI. Uso de suelo: habitacional, industrial, comercial, agrícola, pecuario y forestal, y  
VII. Planos, mapas, o fotografías aéreas, señalando en los mismos el Proyecto (zona) el radio del 
entorno 500 m, el nombre y ubicación de las zonas de interé s que se encuentren dentro de dicho 
entorno: zonas vulnerables de población, componentes ambientales, infraestructura vial e 
infraestructura industrial, comercial y servicios de interés.  
5.41.7.  Análisis preliminar de peligros.  
5.41.7.1. La identificación preliminar de los peligros y amenazas del Proyecto debe evaluar las sustancias 
peligrosas, condiciones y posibles peligros que conlleven a la utilización de la tecnología del Proyecto e 
integrar la información generada como resultado de la aplicación de la  metodología seleccionada, tales como: 
las hojas de trabajo de la metodología, los criterios aplicados, entre otros; acordes a la metodología empleada.  
5.41.8.  Antecedentes de accidentes e incidentes.  
5.41.8.1.  El Regulado debe realizar una tabla con los a ntecedentes históricos de accidentes e incidentes 
nacionales e internacionales ocurridos en los últimos 50 años en Instalaciones similares, proporcionando la 
siguiente información: año, ciudad y/o país, evento, las causas, las sustancias involucradas, los daños 
materiales, pérdidas humanas, radios de afectación, las acciones realizadas para su atención y la fuente 
consultada.  
5.41.9.  Identificación de peligros y análisis de riesgos.  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
5.41.9.1.  Se debe realizar la justificación técnica de la metodología de R iesgo empleada, indicando la 
fuente y/o referencias bibliográficas. La metodología empleada debe describir como mínimo lo siguiente:  
I. Líneas, equipos principales, válvulas, conexiones y servicios auxiliares donde se manejen 
sustancias peligrosas;  
II. Los resultados del Análisis Preliminar de Peligros;  
III. Identificación de todos los peligros inherentes y los posibles peligros que se pueden generar en 
situaciones específicas derivados de las propiedades fisicoquímicas o características de las 
sustancias p eligrosas manejadas y almacenadas, así como por sus respectivas condiciones de 
operación, evaluando las Amenazas y/o formas en las que dichos peligros puedan salirse de control;  
IV. Situaciones potenciales que pudieran generar otros Riesgos;  
V. En la aplic ación de la metodología no sólo se deben considerar todos los aspectos de Riesgo del 
proceso en cada una de las áreas que conforman el Proyecto (incluyendo el Peor Caso), sino 
también los indicados a continuación:  
a) Fallas de sistemas, equipos, instrument ación y estructuras;  
b) Actividades de arranque, paro normal, paro de emergencia;  
c) Falla o interrupción de servicios indispensables para la operación segura de la planta.  
d) Materiales inadecuados de líneas, equipos y estructuras;  
e) Fenómenos de corrosi ón y agrietamientos por esfuerzo y corrosión;  
f) Fenómenos de tipo geológico;  
g) Fenómenos de tipo hidrometeorológico;  
h) Fenómenos sanitarios;  
i) Fenómenos socio -organizativos;  
j) Siniestros externos de incidencia directa o indirecta a la Instalación;  
k) Causas que dieron lugar a los Accidentes e Incidentes presentados en el histórico,  
l) Efecto dominó que resulta de incendios y/o explosiones de Instalaciones adyacentes, y  
m) Trabajos en paralelo (Cuando dos o más actividades se desarrollan al mismo tiempo  en las 
mismas inmediaciones; por ejemplo, la construcción de una Terminal de Almacenamiento y 
actividades de Trasvase de Petrolíferos).  
VI. Se deben determinar los peligros que puedan dar origen a la pérdida total de contención del GLP en 
todos los sistem as de Almacenamiento, incluyendo los Buques -tanques y vehículos terrestres 
(Carro -tanques, Auto -tanques y/o Semirremolques).  
5.41.9.2.  La información que se utilice y se genere durante el desarrollo y los resultados (tal como las 
hojas de trabajo de la apl icación de la metodología, lista del personal participante y su especialidad, los planos 
con la delimitación de nodos o subsistemas de análisis, los criterios aplicados, salvaguardas de tipo 
preventivo, de control y de mitigación, y recomendaciones para ca da Escenario de Riesgo, entre otros) de la 
metodología empleada, debe ser consistente y acorde a los requerimientos específicos de la metodología.  
5.41.10. Jerarquización de escenarios de Riesgo.  
5.41.10.1.  Para las matrices de frecuencia, de consecuencia y de nivel de Riesgo o índices de Riesgo se 
debe tomar en cuenta la información de los históricos de Accidentes e Incidentes o de bibliografía 
especializada, para definir los valores que se asignan a la frecuencia (probabilidad) y consecuencia 
(severidad) de los Escenarios de Riesgo identificados, justificando la información presentada e indicando las 
fuentes o referencias bibliográficas.  
5.41.10.2.  Para la ponderación de las frecuencias, debe considerar entre otros; los controles y medidas de 
reducción de Riesgos (Salvaguardas, protecciones o barreras tales como: instrumentación de control del 
proceso, Sistema Instrumentado de Seguridad, sistema de detección de gas y fuego, Sistema pasivo contra 
incendios, válvulas de seguridad, procedimientos, etc., que se  encuentran consideradas en el Diseño del 
Proyecto, que ayuden a prevenir las causas de los Escenarios de Riesgo identificados.  
5.41.10.3.  Para la ponderación de las consecuencias, se deben considerar las medidas activas de control 
y mitigación del evento (Salvaguardas, protecciones o barreras tales como: instrumentación de control del 
proceso, Sistema Instrumentado de Seguridad, sistema de detección de gas y fuego, sistema activo 
contraincendios, válvulas de seguridad, procedimientos, entre otros) que se e ncuentran consideradas en el 
Diseño del Proyecto, que ayuden a mitigar las consecuencias de los Escenarios de Riesgo identificados.  
5.41.10.4.  Las Matrices o gráficas de Riesgo, para cada uno de los receptores de Riesgo (personal, 
población, medio ambiente , producción, Instalación, entre otros), deben indicar en las distintas regiones de 
Riesgo la clave de los Escenarios de Riesgo evaluados.  
5.41.11.  Análisis de frecuencias.  
5.41.11.1.  Como resultado de la aplicación de la metodología seleccionada para el a nálisis de frecuencias 
debe contar con la información generada tales como: las hojas de trabajo de la metodología y los criterios 
aplicados, entre otros; acordes a la metodología empleada.  
5.41.12.  Análisis de consecuencias.  
5.41.12.1. Este análisis se deb e realizar por radiación, sobrepresión y zona de concentración inflamable (la 
que se ubica entre el radio donde inicia el Límite Superior de Inflamabilidad y donde termina el radio de Límite 
Inferior de Inflamabilidad) para los siguientes casos:  
I. El Peor  Caso: Para cada sustancia peligrosa manejada (para recipientes, considerar el que 
involucre a la mayor cantidad de sustancia en uno solo, por ejemplo, el recipiente con mayor 
cantidad almacenada, y para tuberías considerar la que involucre a la mayor cant idad de sustancia 
en una sola, por ejemplo, la tubería con mayor diámetro y mayor longitud entre válvulas de 
seccionamiento), independientemente de la región de Riesgo donde se ubiquen considerar la 
pérdida total de su contención;  
II. El Caso Más Probable:  Para cada sustancia peligrosa manejada, independientemente de la región 
de Riesgo donde se ubiquen, considerando una fuga del 20% del diámetro equivalente de la tubería, y  
III. Los Casos Alternos: Escenarios que se ubiquen dentro de la región de Riesgo No  tolerable y 
además aquellos ubicados en la región ALARP que sean de interés particular para la evaluación de 
consecuencias identificados. En el caso de que se haya demostrado metodológica y 
sistemáticamente que todos los Escenarios de Riesgo se localizan únicamente dentro de los niveles 
de tolerabilidad o aceptabilidad, se deben simular aquellos Escenarios de Riesgo que sean de 
interés particular. Se deben realizar las simulaciones para un orificio de fuga del 20% y del 100% del 
diámetro equivalente de la tubería y ruptura total en caso de recipientes.  
5.41.12.2.  La determinación de los radios potenciales de afectación tiene que ser mediante software 
especializado y reconocido para simulación de consecuencias (radiación térmica, sobrepresión y zona de 
conce ntración inflamable y derrame sobre superficies marinas) de preferencia con licencia, tomando en 
consideración el tiempo de liberación y cantidad liberada de la sustancia que considere los controles y 
medidas de reducción de Riesgos.   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
5.41.12.3.  Para cada una de las simulaciones desarrolladas, se deben indicar al menos los siguientes 
datos alimentados al programa (simulador de consecuencias):  
I. Condiciones climáticas: temperatura, humedad relativa, velocidad y dirección del viento y presión 
atmosférica;  
II. Estabilidad atmosférica;  
III. Dimensiones del equipo o tubería: diámetro, longitud, altura y capacidad;  
IV. Condiciones de operación: presión, temperatura, flujo y nivel;  
V. Sustancia y sus propiedades a las condiciones de operación: composición molar o fracción masa, 
presión de vapor, densidad, estado físico y temperatura de ebullición;  
VI. Diámetros de fuga o ruptura considerados;  
VII. Tasa de descarga (en caso de que dicho dato sea alimentado manualmente, este dato está en 
función del tipo de escenario  fuga/catastrófico, diámetro de fuga, condiciones de operación, 
condiciones atmosféricas, propiedades físicas y químicas de la sustancia a las condiciones de 
operación, el flujo de balance de materia, la cantidad de sustancia en los equipos y/o líneas 
involucradas);  
VIII. Tiempos de duración de la fuga (este dato está en función del tipo de escenario fuga/catastrófico, la 
tasa de descarga, el tiempo de respuesta para aislar la fuga y el tiempo de fuga del inventario 
remanente no aislado de la sustancia en l os equipos y/o líneas involucradas);  
IX. Inventario liberado (este dato está en función al tipo de escenario fuga/catastrófico, la tasa de fuga, 
el tiempo de fuga, inventario de la sustancia en los equipos y/o líneas involucradas), y  
X. Dirección de la fug a, y altura de la fuga, entre otros.  
5.41.12.4.  Se debe elaborar la memoria de cálculo para determinar el inventario y la tasa de descarga, así 
como los criterios técnicos considerados para determinar cada uno de los datos alimentados al simulador, 
particu larmente los tiempos de duración de la descarga y los diámetros del orificio de fuga, debiendo ser 
congruente con la información solicitada en los numerales 5.41.12.1 al 5.41.12.3 del presente Proyecto  de 
Norma Oficial Mexicana. El tiempo de descarga cons iderado debe ser consistente con los tiempos de 
respuesta para el aislamiento de los equipos donde se presenta la fuga mediante el cierre de válvulas a través 
de los sistemas remotos o de campo manuales o automáticos, el inventario remanente presente al mo mento 
de la fuga en el equipo donde ocurre (incluyendo la tubería y equipos interconectados que no pueden ser 
aislados), la tasa de fuga en función del diámetro del orificio de fuga y las condiciones de presión y 
temperatura del ambiente y de la sustancia fugada, considerando la ubicación de las brigadas de atención 
respecto al punto de ocurrencia del evento y los tiempos para la colocación de los equipos de protección. Para 
sustancias inflamables, considerar por separado la determinación de radiación térmi ca, es decir, la pérdida de 
contención con y sin ignición.  
5.41.12.5.  Los datos empleados para la determinación de los radios de afectación de cada uno de los 
escenarios seleccionados serán presentados conforme al formato indicado en el Anexo 1 del Present e 
Proyecto de Norma Oficial Mexicana.  
5.41.12.6.  Se debe integrar para cada una de las simulaciones, las propiedades de las sustancias 
peligrosas, por ejemplo, en caso de que ocurra la fuga de una sustancia gaseosa que al mismo tiempo sea 
inflamable y expl osiva, efectuar una simulación en la que una nube de esta sustancia encuentra un punto de 
ignición, explota y genera efectos por radiación térmica y sobrepresión.  
5.41.12.7.  Tratándose de mezclas, establecer la composición de estas definiendo sus propiedad es, las 
cuales se emplearán para llevar a cabo las simulaciones correspondientes de radiación, sobrepresión y zona 
de concentración inflamable.  
5.41.12.8. Para las Simulaciones por ondas de sobrepresión, las Zonas de Alto Riesgo y de 
Amortiguamiento deben considerar el 10% de la energía total liberada (modelo del equivalente en  TNT- 
trinitrotolueno).  
5.41.12.9. Cuando en el Diseño de las Instalaciones de Almacenamiento de GLP, se establezca un 
sistema de desfogue abierto o cerrado se debe elaborar una simu lación por radiación térmica para determinar 
las medidas de mitigación a los predios, población y medio ambiente colindantes a esta área.  
5.41.12.10.  Con base en los datos meteorológicos de velocidad del viento y radiación solar de los últimos 
10 años de l a zona donde se ubicará la Instalación se debe definir el tipo de estabilidad atmosférica a utilizar 
en las simulaciones en función a la siguiente Tabla 8. En caso de no contar con dichos datos, se deben tomar 
como: velocidad de viento de 1.5 m/s y estabil idad categoría A -B (para el día) y F (para la noche).  
Tabla 8. Estabilidad atmosférica de Pasquill  
  
Velocidad del 
viento (m/s)  Radiación solar  Horas de noche  
Fuerte  Moderado  Débil  Fracción cubierta de nubes  
>1/2 <1/2 
< 2 A A - B B E F 
2 - 3 A - B B C E F 
3 - 5 B B - C C D E 
5 - 6 C C - D D D D 
>6 C D D D D 
 
5.41.12.11.  Para definir y justificar las Zonas de Alto Riesgo y Amortiguamiento para el Análisis de Riesgo 
del Sector Hidrocarburos (ARSH), es necesario utilizar los parámetros que se indi can en la Tabla 9 siguiente:  
Tabla 9. Parámetros para la determinación de las Zonas de Alto Riesgo y Amortiguamiento  
  
Efecto  Zona de Alto Riesgo 
por daño a equipos  Zona de Alto Riesgo  Zona de Amortiguamiento  
Inflamabilidad (Radiación 
térmica)  Entre 12.5 kW/m 2 a 
37.5 kW/m 2 5.0 kW/m 2 1.4 kW/m 2 
Explosividad 
(Sobrepresión)  Entre 20.7 a 68.9 kPa  6.9 kPa  3.4 kPa  
Zona de concentración 
inflamable  Entre el LSI y el LII 
(ppm)  Entre el LSI y el LII 
(ppm)  Entre el LII y Fracción de LII 
(ppm)  
 
5.41.12.12.  Derivado de las simulaciones, se deben indicar los resultados obtenidos para los radios de 
afectación determinados para radiación térmica, sobrepresión y zona de concentración inflamable, para ello, 
es necesario que el Regulado presente las hojas de trabajo del sim ulador en el que se aprecien tanto los 
datos de entrada como los resultados de los radios de afectación cuando le sean requeridas por la Agencia.  
5.41.13.  Representación de los radios potenciales de afectación.  
5.41.13.1.  Se deben representar las Zonas de Alto Riesgo y de Amortiguamiento por radiación térmica, 
sobrepresión y zona de concentración inflamable en fotomapas o planos a escala de 1:50000 hasta 1:500, 
donde se señalen los puntos de interés en el entorno incluyendo sus nombres (zonas vulnerables de  
población, componentes ambientales, infraestructura vial e industrial), así como otras áreas y equipos de la 
Instalación que se encuentren dentro de los radios potenciales de afectación.  
5.41.13.2.  Esta información debe ser congruente con la descripción d el entorno; los planos deben 
elaborarse como mínimo en tamaño doble carta e incluir los nombres y firmas de los responsables de la 
elaboración, revisión y autorización de estos.  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
5.41.14.  Análisis de vulnerabilidad.  
5.41.14.1. Se debe realizar el Análisis de vulnerabilidad que contenga al menos lo siguiente:  
I. Descripción de las posibles afectaciones a la población, medio ambiente, personal, Instalación y 
producción en las Zonas de Alto Riesgo y Amortiguamiento por radiación o sobrepresión, y  
II. Descripci ón de la afectación, salvaguardas existentes y recomendaciones a implementar.  
5.41.15.  Interacciones de riesgo.  
5.41.15.1.  Para identificar las interacciones de Riesgo se debe realizar al menos lo siguiente:  
I. Identificación de escenarios que por su ubica ción pudieran potencializar el Riesgo a través de un 
efecto dominó, debido a que dentro de las Zonas de Alto Riesgo por daño a equipos (radiación 
térmica: Intervalo de 12.5 kW/m 2 a 37.5 kW/m 2 y sobrepresión: Intervalo de 20.6 a 68.9 kPa) y 
Zonas de Alto Ri esgo (radiación térmica: 5.0 kW/m 2 y sobrepresión: 3.4 kPa), se ubiquen equipos 
ductos u otras Instalaciones industriales manejando hidrocarburos u otras sustancias peligrosas, 
dentro o fuera de los límites de propiedad del Proyecto;  
II. Las salvaguardas ( equipos, dispositivos, sistemas de seguridad y medidas preventivas) para cada 
escenario consideradas en el Diseño para la reducción de la probabilidad de ocurrencia de los 
escenarios de Riesgo, y  
III. Simulación de estimación de radios por cada escenario d e efecto dominó identificado con la 
finalidad de analizar y evaluar las interacciones.  
5.41.16.  Sistemas de seguridad.  
5.41.16.1.  En el Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH) se debe describir de manera 
detallada (características principale s, función, cantidad y ubicación, según sea el caso) los dispositivos, 
equipos y Sistemas de Seguridad con los que cuenta el Proyecto tales como: sistemas de control de proceso 
(control distribuido, instrumentación en campo, SCADA), sistema instrumentado d e seguridad (secuencias 
automáticas de paro parcial o total por emergencia y activación automática del sistema contra incendios, etc.), 
botones de paro por emergencia, sistema contraincendios, sistema de gas y fuego (detectores de mezclas 
explosivas, de fu ego, de humo, de calor y alarmas audibles y visibles), sistema contra descargas 
atmosféricas, sistema de tierras físicas, fuentes redundantes de servicio críticos (electricidad, aire de 
instrumentos, etc.), sistemas anticorrosión (protección mecánica y pro tección catódica), sistema de desfogue, 
válvulas de seguridad, válvulas de aislamiento, medios de contención de derrames, sistema de 
comunicaciones, mediante los cuales se reduzca la probabilidad de ocurrencia de los escenarios de Riesgo 
identificados, así  como para la prevención, control y atención de eventos extraordinarios.  
5.41.17. Recomendaciones técnico -operativas.  
5.41.17.1.  En el Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH) se deben indicar claramente las 
recomendaciones técnico -operativas  (que incluyan equipos, dispositivos, sistemas de seguridad y medidas 
preventivas) identificadas como oportunidades de mejora para reducir el nivel de Riesgo, derivadas de la 
aplicación de la(s) metodología(s) para el Análisis y Evaluación de Riesgos (iden tificación de peligros y de 
escenarios de Riesgo, jerarquización de escenarios de riesgo, análisis de frecuencias y consecuencias), 
incluyendo las identificadas en el análisis de vulnerabilidad e interacciones de Riesgo.  
5.41.17.2.  Así también se debe incl uir un programa para la implementación y seguimiento de las 
recomendaciones derivadas del Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH).  
5.41.18.  Conclusiones.  
5.41.18.1.  Las conclusiones derivadas del Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarbur os (ARSH), deben 
describir de manera breve el proceso metodológico utilizado, indicando el nivel de Riesgo del Proyecto, la 
viabilidad de este y las recomendaciones derivadas en cada una de las fases del ARSH.  
5.41.18.2. Las conclusiones se deben fundar y motivar con base en los resultados del ARSH, permitiendo 
al Regulado tomar decisiones basadas en riesgo para el Proyecto, es decir, determinando que se cuenta con 
los Sistemas de Seguridad y medidas preventivas para la administración de los escenarios de r iesgo, o en su 
caso, la implementación de acciones pertinentes para el mismo.  
5.42. Replanteamiento del Diseño en base a los Resultados de Análisis de Riesgo para el Sector 
Hidrocarburos (ARSH).  
5.42.1.  En el Diseño se deben realizar los replanteamientos p ertinentes integrando en el mismo, las 
recomendaciones identificadas en el Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH). Se deben 
revisar y en su caso replantear los distanciamientos entre áreas y equipos involucrados en los eventos 
específicos p ara los cuales se realizó el Análisis de Consecuencias de acuerdo con el numeral 5.41.11. del 
presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana  (Peor caso, casos más probables y casos alternos) analizando 
los resultados y realizando las consideraciones siguiente s: 
I. Verificar que el distanciamiento entre el equipo o tubería del o los escenarios (peor caso, casos más 
probables y casos alternos) hacia el lindero de la propiedad o edificio administrativo respectivamente 
sea mayor al radio obtenido para la Zona de A lto Riesgo por radiación o sobrepresión, en caso de 
no ser así; se debe replantear su ubicación de manera que el distanciamiento sea mayor a dicho 
radio o en su caso, el Diseño debe integrar los sistemas de seguridad adicionales que constituyan 
capas de pr otección independientes y especificaciones del Nivel de integridad de la Seguridad (SIL) 
de las Funciones Instrumentadas de Seguridad (FIS) de los sistemas Instrumentados de seguridad 
(SIS) que permitan reducir la Probabilidad de Falla en Demanda (PFD) y a umentar su confiabilidad, 
mismo que debe ser determinado y demostrado mediante un ACP como se indica en el numeral 
5.43. del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana, pero en ningún caso el distanciamiento 
podrá ser menor al que se especifica en el nume ral 5.2 del presente P royecto de Norma Oficial 
Mexicana;  
II. Verificar el distanciamiento del equipo o tubería del escenario (peor caso, casos más probables y 
casos alternos) a equipos y/o áreas adyacentes a estos respectivamente, que en el Diseño queden 
dentro de la Zona de Alto Riesgo a equipos por radiación y sobrepresión, analizando en cada caso 
en particular las posibles afectaciones en la integridad de los mismos (por sus materiales de 
construcción, las estructuras que los sostienen y las implicacione s en la potencialización del 
escenario de emergencia en caso de ser dañados) que pueden tener bajo diferentes niveles de 
sobrepresión y de radiación, consultando para tal fin bibliografía especializada en la materia, así 
también deben analizarse el posible  efecto dominó con equipos que puedan contener sustancias 
inflamables que se encuentren dentro de los radios donde pueda darse un sobrecalentamiento 
incontrolable de los mismos, ocasionando la liberación de la sustancia a través de los dispositivos 
de aliv io de presión que descargan de manera directa a la atmosfera o el represionamiento del 
recipiente, ocasionando perdida de contención total, por lo cual debe privilegiarse que el 
distanciamiento entre el equipo o tubería del escenario (peor caso, caso más p robable o caso 
alterno) y los equipos y/o áreas adyacentes sea mayor a los radios dentro de los cuales se vean 
afectados en su integridad o se vea comprometida la seguridad de manera significativa, en su caso; 
podría reducir dichas distancias con medidas p asivas de mitigación como puede ser cambio de 
materiales o estructuras más resistentes a los efectos previstos, recubrimiento ignífugo, barreras, 
entre otros y en caso de efecto dominó sistemas de enfriamiento diseñados para mitigar las 
radiaciones esperad as, en tal caso, debe demostrar la efectividad de dichas medidas ante la 
reducción de los distanciamientos propuestos, o en su caso el Diseño debe incorporar sistemas de 
seguridad adicionales que constituyan capas de protección independientes y especificac iones del 
Nivel de integridad de la Seguridad (SIL) de las Funciones Instrumentadas de Seguridad (FIS) de los 
sistemas Instrumentados de seguridad (SIS) que permitan reducir la Probabilidad de Falla en 
Demanda (PFD) y aumentar su confiabilidad, mismo que d ebe ser determinado y demostrado 
mediante un ACP como se indica en el numeral 5.43.  del presente Proyecto de Norma Oficial 
Mexicana , y 
III. Verificar que el distanciamiento del equipo o tubería de los escenarios (peor caso, casos más 
probables y casos alte rnos) a equipos y/o áreas adyacentes a estos respectivamente, en los que se 
puedan presentar flamas abiertas o generar electricidad estática, no se encuentre dentro de la zona 
comprendida entre las concentraciones del Límite Inferior de Inflamabilidad y Lí mite Superior de 
Inflamabilidad, lo anterior para evitar que dichos equipos o áreas puedan constituir una fuente de 
ignición ante una fuga (sin incendio o explosión), se debe replantear el distanciamiento para cumplir 
con la premisa anterior, o en su caso el Diseño debe incorporar sistemas de seguridad adicionales 
que constituyan capas de protección independientes y especificaciones del Nivel de integridad de la 
Seguridad (SIL) de las Funciones Instrumentadas de Seguridad (FIS) de los sistemas 
Instrumentado s de seguridad (SIS) que permitan reducir la Probabilidad de Falla en Demanda (PFD) 
y aumentar su confiabilidad, mismo que debe ser determinado y demostrado mediante un ACP 
como se indica en el numeral 5.43. del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana.   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
5.42.2.  Independientemente de los criterios señalados anteriormente para el replanteamiento de los 
distanciamientos mínimos, en el Diseño de las Instalaciones de Almacenamiento de GLP no se permite 
distancias menores a las establecidas en el numeral 5.2 d el presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana.  
5.43. Análisis de Capas de Protección (ACP).  
5.43.1.  Se debe realizar un ACP conforme a las mejores prácticas nacionales y/o internacionales para los 
siguientes casos:  
I. Escenarios de Riesgo que hayan sido i dentificados y ubicados en la región de Riesgo no tolerable 
en el Análisis de Riesgo del Sector Hidrocarburos (ARSH);  
II. Escenario del Peor Caso que en su radio de afectación de Zona de Alto Riesgo por radiación y 
sobrepresión se encuentren asentamientos humanos, vías públicas principales y/o Instalaciones 
ajenas al Proyecto que pudieran incrementar el Riesgo, y  
III. Escenarios identificados de acuerdo con el numeral 5.42. del presente Proyecto de Norma Oficial 
Mexicana, los cuales no cumplan los distancia mientos mínimos requeridos de acuerdo con los 
radios de afectación determinados en el Análisis de consecuencias.  
5.43.2.  Dicho análisis debe identificar o en su caso demostrar que las capas de protección independientes 
que están consideradas en el Diseño p ara cada uno de los escenarios de riesgo antes señalados, cumplen 
con la protección adicional requerida para la Reducción del Nivel de Riesgo a un Nivel de Riesgo Tolerable, 
entre ellas el Sistema Instrumentado de Seguridad (SIS) y/u otras capas de protecc ión independientes 
adicionales, incluyendo la determinación de los valores apropiados del Nivel de Integridad de Seguridad (SIL) 
de las Funciones Instrumentadas de Seguridad (FIS) para disminuir la Probabilidad de Falla en Demanda 
(PFD) e incrementar el gr ado de confiabilidad y el Factor de Reducción de Riesgo (FFR).  
5.43.3. Este análisis tiene que indicar como mínimo la siguiente información:  
I. Valor de Frecuencias típicas para eventos iniciadores (indicando referencias);  
II. Valor de Probabilidad de Fall a en Demanda, (indicando referencias);  
III. Valor del factor de reducción de Riesgos para cada Capa de Protección Independiente;  
IV. Selección del Nivel de Integridad de Seguridad (SIL) Objetivo;  
V. Hojas de trabajo del ACP;  
VI. Listado de Funciones Instru mentadas de Seguridad, y  
VII. Resumen de recomendaciones del ACP.  
5.43.4.  Las recomendaciones de este Análisis deben de ser integradas al Diseño de las Instalaciones de 
Almacenamiento de GLP.  
5.44. Dictamen de Diseño.  
5.44.1.  El Regulado debe obtener un Di ctamen de Diseño emitido por una Unidad de Inspección aprobada 
por la Agencia y acreditada por una Entidad de Acreditación en el que conste que la Ingeniería de Básica 
Extendida de las instalaciones nuevas, ampliadas o con modificaciones al Diseño se reali zó conforme a lo 
establecido en el presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana y presentarlo en copia simple a la Agencia 
como parte de la solicitud de autorización del Sistema de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad 
Operativa y Protección al Medio Ambiente.  
5.44.2.  El Regulado debe conservar y tener disponible en sus instalaciones, el Dictamen de Diseño y su 
reporte técnico durante el ciclo de vida de la Instalación de Almacenamiento de GLP, para cuando sea 
requerido por la Agencia.  
6. CONSTRU CCIÓN  
6.1. Generalidades.  
6.1.1.  Las instalaciones deben cumplir con los distanciamientos mínimos establecidos en el numeral 5.2 
del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana y construirse en apego a la ingeniería de detalle en su 
edición "Aprobada para Construcción " (APC) desarrollada tomando en cuenta lo indicado en el numeral 5 del 
presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana. Se debe contar con el libro de proyecto ejecutivo que contenga 
como mínimo, los siguientes documentos, los cuales deben contener  las firmas autógrafas y nombres de los 
especialistas que participaron en la ejecución del proyecto:  
I. Datos generales de la Instalación (nombre, dirección, u otros);  
II. Capacidad de Almacenamiento;  
III. Normatividad códigos y estándares aplicados;  
IV. Ubicación georreferenciada;  
V. Estudios de mecánica de suelos y topográfico;  
VI. Estudio hidrológico e hidráulico;  
VII. Memorias de cálculo y Diseño;  
VIII. Información mínima de las siguientes especialidades:  
a) Ingeniería de procesos  
1. Bases de Diseño;  
2. Diagrama de flujo de proceso y servicios auxiliares;  
3. Servicios principales y auxiliares;  
4. Balance de materia y energía;  
5. Lista de equipos;  
6. Filosofías de operación;  
7. Plano de Localización General ( Plot Plant ); 
8. Diagramas de tubería e instrume ntación;  
9. Lista de líneas de proceso y servicios auxiliares;  
10. Lista de TIE-IN's (puntos de interconexión);  
11. Hojas de datos y memoria de cálculo, y  
12. Especificaciones técnicas.  
b) Corrosión  
1. Diseño y filosofía de operación del sistema de protecc ión contra la corrosión, y  
2. Especificación técnica para el sistema de recubrimiento anticorrosivo para la protección 
interna/externa.  
c) Arquitectura  
1. Planos de urbanización general;  
2. Plano de caseta de vigilancia, control de acceso, etc. (en caso de  aplicar);  
3. Plano de subestación eléctrica (en caso de aplicar);  
4. Planos de taller mecánico y eléctrico;  
5. Plano de cuarto de control;  
6. Planos de cuarto de cambios (baños generales y regaderas);  
7. Plano de almacén de materiales, y  
8. Plano de almac én de residuos peligrosos.  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
d) Ingeniería civil  
1. Plano de cimentaciones de equipos;  
2. Planos hidráulicos de la Instalación;  
3. Planos sanitarios (aguas aceitosas y aguas negras);  
4. Plano de guías mecánicas de Instalación eléctrica;  
5. Planos telecom (e n caso de aplicar);  
6. Plano de soporterías, y  
7. Típicos civiles.  
e) Ingeniería en tuberías  
1. Especificaciones de materiales de tuberías;  
2. Plano de notas generales para tuberías, y  
3. Planos de arreglos de tuberías aéreas vistas en: plantas, elevacione s, cortes o detalles.  
f) Índice de servicios  
1. Arreglo de tuberías;  
2. Planos de tuberías subterráneas;  
3. Plano de tubería de la red de agua contra incendio, y  
4. Dibujos isométricos de tuberías.  
g) Análisis de esfuerzos  
1. Análisis de flexible de tuberí as; 
2. Apoyos y guías para tuberías;  
3. Cálculo de cargas y localización de estructuras, e  
4. Isométricos con la localización de apoyos y guías para tuberías.  
h) Ingeniería eléctrica  
1. Diagramas unifilares;  
2. Arreglo de equipo eléctrico;  
3. Distribución de tableros eléctricos;  
4. Cédula de conductores y tubería;  
5. Lista de materiales;  
6. Sistemas de puesta a tierra;  
7. Sistemas de apartarrayos, y  
8. Sistema de alumbrado de la Instalación.  
i) Ingeniería de instrumentación y control  
1. Índice de instrument os; 
2. Diagramas de instrumentación (lazos de control);  
3. Especificación del sistema de control;  
4. Arquitectura del sistema de control;  
5. Base de datos del Sistema de Monitoreo y Control (SDMC);  
6. Lógicos de control;  
7. Especificación del sistema de pa ro de emergencia;  
8. Hojas de especificación de instrumentos;  
9. Matriz de paro por emergencia;  
10. Plano de localización y rutas eléctricas del SDMC;  
11. Plano de localización y rutas eléctricas del sistema de paro de emergencia;  
12. Cedula de conductores  de Instrumentos de proceso, y  
13. Cedula de conductores de Instrumentos del sistema de paro de emergencia.  
j) Ingeniería de telecomunicaciones  
1. Planos de arquitectura y/o configuración de los sistemas con que cuente la Instalación, y  
2. Especificaciones  técnicas de los sistemas con que cuente la instalación.  
k) Ingeniería mecánica  
1. Hojas de datos de equipo estático y dinámico, y  
2. Especificaciones técnicas de equipo estático y dinámico.  
l) Seguridad industrial  
1. Filosofía de operación de los sistemas  de agua contraincendios y sistema de detección 
de gas y fuego;  
2. Especificaciones de equipo del sistema de agua contraincendios y sistema de detección 
de gas y fuego;  
3. Planos de localización de detectores y alarmas;  
4. Matrices lógicas del sistema de d etección de gas y fuego;  
5. Planos de rutas conduit del sistema de detección de gas y fuego;  
6. Diagramas de alambrado del sistema de detección de gas y fuego, y  
7. Plano de localización de letreros de seguridad, puntos de reunión y rutas de evacuación.  
IX. Recipientes a presión y/o refrigerados  
a) Especificaciones técnicas, y  
b) Hoja de datos.  
6.1.2.  Para la etapa de construcción, se debe contar con personal técnico debidamente capacitado, con 
experiencia demostrada y certificaciones (cuando la normativida d aplicable así lo requiera), para la instalación 
de equipos críticos, tales como: Recipientes a presión, bombas, sistemas contra incendio, equipo eléctrico, 
sistemas de instrumentación y control, sistemas de gas y fuego, soldadura, entre otros.  
6.1.3. Se deben elaborar e implementar los procedimientos escritos para la ejecución de actividades de 
alto Riesgo durante la construcción de la Instalación de Almacenamiento de GLP, como son: trabajos en 
altura, espacios confinados, manejo de materiales, bloqueo de  fuentes de energía, trabajos de excavaciones, 
trabajos submarinos, manejo de cargas, izaje de personal, trabajos de corte y soldadura o cualquier otra 
actividad de Riesgo que el personal.  
6.1.4.  Cuando haya necesidad de efectuar cambios a la ingeniería de  detalle en su edición APC durante 
los trabajos de construcción de las Instalaciones, se debe aplicar el procedimiento de administración del 
cambio, en el que se fundamente técnicamente el cambio, considerando los impactos en la seguridad 
industrial, segur idad operativa y protección al medio ambiente.  
6.2. Sistema de recepción y/o entrega.  
6.2.1.  Ducto terrestre.  
6.2.1.1.  Cuando la recepción o la entrega de GLP sea por Ducto, la construcción del tramo que se ubique 
dentro de las Instalaciones de Almacenamie nto debe estar acorde a la especificación de Diseño, estar 
protegido de inundaciones, suelos inestables, deslizamientos de tierra, tráfico vehicular u otras causas que 
puedan provocar que el Ducto se mueva o que esté sometido a cargas adicionales y/o golpe s.  DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
6.2.1.2.  El Ducto debe contar con un recubrimiento anticorrosivo el cuál debe instalarse de acuerdo con el 
procedimiento correspondiente, a los registros de pruebas de adherencia, al espesor de aplicación y con base 
en las recomendaciones del fabricante , tomando las medidas para evitar daños al personal que lo aplica, así 
como los impactos al medio ambiente que pudiera ocasionar.  
6.2.1.3.  El tramo del Ducto enterrado se debe proteger contra la corrosión de acuerdo con lo establecido 
en el Diseño.  
6.2.1.4 . El Ducto y sus accesorios se deben soportar o anclar por medio de una estructura que los 
mantenga en una posición fija, estos soportes deben evitar esfuerzos mayores a los establecidos por  los 
códigos ASME B 31.3 y ASME B 31.8 vigentes o aquellos que lo s modifiquen o sustituyan, o sus equivalentes, 
transmitidos a los equipos y accesorios conectados como válvulas, filtros, Tanques, Recipientes a presión, 
Recipientes refrigerados y bombas, entre otros.  
6.2.1.5.  El Ducto y sus componentes se deben inspeccio nar visualmente en el sitio de la Instalación por 
personal calificado, para asegurar que cualquier daño identificado sea corregido y no afecte la operación y 
seguridad del sistema, generando los registros documentales correspondientes como evidencia de la 
inspección.  
6.2.1.6.  Todo Ducto debe ser probado hidrostáticamente como mínimo a 1.4 veces la presión de Diseño y 
la presión se debe mantener como mínimo 8 horas, se debe documentar la prueba como evidencia.  
6.2.2.  Estación de medición y regulación.  
6.2.1. 1. Las Instalaciones de la estación de medición y regulación deben ser construidas conforme fueron 
especificadas en el Diseño.  
6.2.1.2. Las Instalaciones de medición y regulación deben contar con aislamiento eléctrico a la entrada y 
salida del patín de med ición y regulación, y tener los accesorios necesarios para el monitoreo de las variables 
de flujo, densidad, temperatura y presión, a fin de que las señales generadas en estos dispositivos sean 
concentradas en el cuarto de control.  
6.2.3. Buque -tanque.  
6.2.3.1. Las Instalaciones para la recepción y/o entrega de GLP por medio de Buque -tanques a muelles 
y/o Monoboya deben contar con la infraestructura especificada en la ingeniería APC.  
6.2.3.2.  El equipo de seguridad enunciado a continuación debe colocarse en  la zona de atraque de la 
embarcación y estar listo para su uso inmediato por el personal que se encuentre trabajando o cuando esté 
una embarcación atracada:  
I. Salvavidas con cuerdas suficientemente largas;  
II. Manta de protección, y  
III. Chalecos de flot ación o trajes de inmersión adecuados para el personal en esa área y para la 
temperatura del agua.  
6.2.3.3.  En el área marina se deben colocar letreros grandes de alerta en diversos puntos estratégicos que 
sean visibles en el muelle y zona de atraque. Los letreros deben mostrar las leyendas: Peligro; Descarga de 
Líquido inflamable; Se prohíbe fumar; Se prohíben visitas; No encender luces, entre otras que resulten 
necesarias.  
6.2.4.  Monoboya.  
6.2.4.1.  La Monoboya y la cadena deben contar con medios de protec ción contra la corrosión.  
6.2.4.2.  En el extremo de la tubería submarina se debe encontrar el PLEM (Pipe Line End Manifold)  el cual 
debe estar fijado al fondo del mar mediante un muerto de concreto y ancla, con protección catódica.  
6.2.5.  Tubería submarina . 
6.2.5.1.  El personal que participe en los trabajos de construcción e instalación del ducto submarino debe 
tener experiencia comprobable a fin de garantizar la calidad de la obra y seguridad de las Instalaciones, así 
como la protección al medio ambiente.  
6.2.5.2.  Los materiales requeridos para la construcción del Ducto y sus accesorios que forma parte de la 
Instalación deben cumplir con las especificaciones de la ingeniería desarrollada.  
6.2.5.3.  Las instalaciones deben ser protegidas de los agentes corros ivos que se generan por el medio 
ambiente y las condiciones de operación, considerando las especificaciones establecidas en la  ingeniería 
APC.  
6.2.5.4.  Una vez terminada la instalación de la tubería submarina y sus elementos que conforman el 
sistema, se d ebe realizar la prueba hidrostática a una presión 1.4 veces la máxima presión de operación 
durante un mínimo de ocho horas continuas.  
6.2.6.  Carro -tanque.  
6.2.6.1.  Las áreas para recepción y/o entrega por Carro -tanque, deben estar construidas en un área 
independiente cumpliendo con las distancias mínimas establecidas en el numeral 5.2.13. del presente 
Proyecto de Norma Oficial Mexicana, y estar acondicionada para evitar el impacto ambiental al suelo.  
6.2.6.2.  La construcción de las áreas e infraestructura c omo: estructuras de anclaje, tuberías, soportes de 
tuberías, conexiones, accesorios y bridas requeridas para realizar las operaciones de recepción y/o entrega 
por Carro -tanque, deben cumplir con la ingeniería APC y cumplir con los requerimientos relacionad os con 
construcción del código ASME B 31.3 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente.  
6.2.6.3.  Los sistemas para la recepción y/o entrega deben contar con la instrumentación propia por 
posición o grupo de Carro -tanques, para la medició n y control de las variables del proceso. Los equipos y 
sistemas deben cumplir con las medidas de seguridad requeridas para la medición y transferencia de GLP. 
Así mismo, deben incorporar todas las medidas de protección que mitiguen los Riesgos al personal , 
Instalaciones y medio ambiente identificados en el Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH).  
6.2.7.  Auto-tanque y/o Semirremolque.  
6.2.7.1.  Las áreas de recepción y/o entrega por Auto -tanque y/o Semirremolque deben ser construidas en 
un áre a independiente cumpliendo con las distancias mínimas establecidas en el numeral 5.2.13. del presente 
Proyecto de Norma Oficial Mexicana, sobre pisos de concreto hidráulico armado para tránsito semipesado y 
pesado, que garantice la impermeabilidad del suel o en casos de derrame de combustibles líquidos.  
6.2.7.2.  La construcción de las áreas e infraestructura como: estructuras de anclaje, tuberías, soportes de 
tuberías, conexiones, accesorios y bridas requeridas para realizar las operaciones de recepción y/o entrega 
por Auto -tanque y/o Semirremolque, deben cumplir con la ingeniería APC y cumplir con los requerimientos 
relacionados con construcción del código ASME B 31.3 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su 
equivalente.  
6.2.7.3.  Los sistemas para la recepción y/o entrega deben contar con la instrumentación propia por 
posición o grupo de Auto -tanque y/o Semirremolque, para la medición y control de las variables del proceso.  
6.2.7.4. Los equipos y sistemas deben cumplir con las medidas de seguridad r equeridas para la medición 
y transferencia de GLP. Así mismo, deben incorporar todas las medidas de protección que mitiguen los 
Riesgos al personal, Instalaciones y medio ambiente identificados en el Análisis de Riesgo para el Sector 
Hidrocarburos (ARSH).  
6.2.8.  Mangueras y brazos para Trasvase de GLP.  
6.2.8.1.  Las mangueras que se usen para conducir el GLP deben cumplir con las especificaciones de la 
ingeniería APC para las condiciones de temperatura y de presión requeridas en la Instalación dando 
cumplimi ento a los códigos ISO 2928, UL 21 y/o UL 569 vigentes o aquellos que los modifiquen o sustituyan, o 
sus equivalentes.  
6.2.8.2.  Las mangueras deben estar aprobadas por UL para el servicio de Trasvase de GLP y fabricadas 
para una presión de ruptura no menor  de cinco veces la presión de servicio.  
6.2.8.3.  En las mangueras se debe instalar un sistema de Desconexión Rápida de Emergencia (DRE) de 
acuerdo con la especificación realizada en la ingeniería APC.  
6.2.8.4.  Las mangueras deben garantizar la estabilidad hidrodinámica que por Diseño es requerida.  
6.2.8.5.  Las mangueras deben absorber la dilatación y contracción en el sistema de tuberías que por 
Diseño se especificó.  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
6.2.8.6.  Las mangueras deben protegerse de las condiciones climáticas y daños físicos. Se d ebe evitar la 
formación de hielo en las partes corrugadas de la manguera metálica.  
6.2.8.7. Para las Instalaciones para la recepción y/o entrega de GLP por medio de Buque -tanques, las 
mangueras y los brazos para Trasvase deben permitir mantener una conexió n segura en todas  las 
condiciones de posición y movimiento relativo entre el muelle y el buque -tanque, ocasionados por el cambio 
de las mareas y de la carga del Buque -tanque, así como las oscilaciones producidas por el oleaje, entre otras 
causas.  
6.2.8.8.  En lugares con climas a bajas temperaturas los contrapesos deben construirse considerando el 
peso de la acumulación de hielo en las mangueras o brazos que no estén aislados.  
6.2.8.9.  Se deben implementar las medidas establecidas en el Diseño para proporci onar el soporte 
adecuado a las mangueras o brazos de carga y/o descarga.  
6.3. Sistema de Almacenamiento.  
6.3.1.  Este sistema debe cumplir con la ubicación y los distanciamientos entre los elementos o equipos 
que integran la Instalación establecidos en los numerales 5.2, 5.3, 5.4 y 5.42. del presente Proyecto de Norma 
Oficial Mexicana.  
6.3.2.  La construcción del sistema de Almacenamiento debe cumplir con la ingeniería APC e incorporar 
todas las medidas de protección que mitiguen los Riesgos al personal e ins talaciones, identificados en el 
Análisis de Riesgo del Sector Hidrocarburos (ARSH).  
6.3.3.  La fabricación y/o construcción de los recipientes debe dar cumplimiento según corresponda a la 
Norma Oficial Mexicana NOM -009-SESH -2011 o al código ASME BPVC Secció n VIII, División 1 vigente, 
equivalente o aquel que lo sustituya. Se deben instalar de forma que las boquillas y los accesorios de control, 
medición y seguridad sean accesibles para la Operación y Mantenimiento.  
6.3.4.  El área debajo de los recipientes deb e tener una pendiente o tener diques o bordillos instalados en 
forma que se evite la acumulación de líquidos.  
6.3.5.  Los recipientes deben quedar conectados a un sistema de conexión a tierra física y un sistema de 
apartarrayos para evitar un posible incide nte, cumpliendo con las Normas Oficiales Mexicanas  NOM -001-
SEDE -2012 y NOM -022-STPS -2008.  
6.3.6.  Los recipientes deben tener una placa de identificación resistente a la corrosión donde estén 
marcados, entre otros, los siguientes datos:  
I. Nombre del fabri cante y del ensamblador;  
II. Número de serie o único de identificación, clave o número de TAG;  
III. Código de construcción;  
IV. Capacidad nominal en m 3; 
V. Presión interna de Diseño en MPa;  
VI. Presión externa de Diseño en MPa;  
VII. Temperatura de Diseño e n k; 
VIII. Masa del recipiente en kg;  
IX. Diámetro interior en m;  
X. Espesor mínimo del cuerpo en mm;  
XI. Fecha de prueba hidrostática;  
XII. Radiografiado 100%;  
XIII. Número de serie;  
XIV. Material del cuerpo del recipiente;  
XV. Relevado de esfuerzos: ____ Parcial____ Total, y  
XVI. Forma del recipiente: ___  
6.3.7.  La placa se debe ubicar en un lugar de fácil lectura desde el nivel del piso terminado.  
6.3.8.  Todos los recipientes deben contar con su expediente técnico que contenga como mínimo lo 
siguiente:  
I. El nombre genérico del equipo;  
II. El número de serie o único de identificación, la clave del equipo o número de TAG;  
III. El año de fabricación;  
IV. El código o norma de construcción aplicable;  
V. El certificado de fabricación;  
VI. La ficha técnica del e quipo, que al menos considere:  
a) El fluido GLP y su tipo de Riesgo;  
b) La(s) presión(es) de Diseño;  
c) La(s) presión(es) de operación;  
d) La(s) presión(es) de calibración, en su caso;  
e) La(s) presión(es) de trabajo máxima(s) permitida(s);  
f) La(s) presió n(es) de prueba hidrostática o neumática;  
g) La capacidad volumétrica;  
h) La(s) temperatura(s) de Diseño, y  
i) La(s) temperatura(s) de operación.  
VII. La descripción breve de su operación;  
VIII. El registro de la última prueba de presión o pruebas no destr uctivas practicada al recipiente;  
IX. El registro de las modificaciones y alteraciones efectuadas;  
X. El registro de las reparaciones que implicaron soldadura;  
XI. El dibujo, plano simple o documento (libro de proyecto, manual o catálogo) del recipiente, y  
XII. El croquis de localización del (los) recipiente(s).  
6.3.9.  Recipientes a presión.  
6.3.9.1.  Estos recipientes se deben colocar sobre mampostería u otros soportes estructurales no 
combustibles. Donde se utilicen silletas para sostener el recipiente, es tas deben permitir la expansión y 
contracción, y evitar una excesiva concentración de esfuerzos. El recipiente se debe recubrir o proteger para 
minimizar la corrosión conforme a lo establecido en el numeral 5.28. del presente Proyecto de Norma Oficial 
Mexi cana.  
6.3.10. Recipientes refrigerados.  
6.3.10.1. Para la construcción de los Recipientes refrigerados, todos los materiales, soportes, 
cimentaciones, entre otros; deben dar cumplimiento a los planos y especificaciones realizados en la  
ingeniería APC.  
6.3.11. Sistema de refrigeración.  
6.3.11.1.  Este sistema debe cumplir con lo establecido en el numeral 5.8.4. del presente Proyecto de 
Norma Oficial Mexicana y construirse conforme al código BPVC Sección VIII, División 1 vigente, equivalente o 
aquel que lo su stituya.  
6.3.12.  Escaleras y plataformas.   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
6.3.12.1.  Los recipientes y Tanques de Almacenamiento deben quedar construidos de acuerdo con la 
ingeniería APC, con escaleras convencionales, escalera marina, pasillos y plataformas apropiadas para 
permitir el ac ceso a las válvulas operativas, al equipo e instrumentación y deben contar con protecciones para 
evitar la caída de las personas que las utilicen.  
6.3.12.2.  El piso de las plataformas debe ser una superficie uniforme, nivelada, libre de obstrucciones, 
desn iveles, herrajes o cualquier otro que impida el avance o provoque el tropiezo del personal.  
6.4. Tuberías.  
6.4.1.  Debe verificarse que las tuberías a instalar cumplan con las especificaciones establecidas en la 
ingeniería APC que a su vez deben de cumplir con lo establecido en el numeral 5.9. del presente Proyecto de 
Norma Oficial Mexicana.  
6.4.2.  El sistema de tuberías se debe instalar de acuerdo con el código ASME B 31.3 vigente o aquel que 
lo modifique o sustituya, o su equivalente y tomando en cuenta el  análisis de flexibilidad que se indica en el 
numeral 5.10. del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana.  
6.4.3.  En caso de que se tenga previsto que vayan a ocurrir expansiones y contracciones térmicas durante 
la operación, las tuberías deben contar co n un doblez de expansión, compensación angular u otra medida 
adecuada para permitir el movimiento lineal. Los dobleces de expansión deben ubicarse en tramos rectos de 
tubería y codos soldados o dobleces en "U". Cuando se tengan limitaciones de espacio que impidan dobleces, 
se deben utilizar juntas de expansión tipo fuelle.  
6.4.4.  Las líneas de purga de agua con hidrocarburo provenientes de los recipientes no deben conectarse 
a la red de drenaje sanitario o pluvial.  
6.4.5.  Todas las tuberías deben quedar ide ntificadas de forma que el operador pueda reconocer las líneas 
y válvulas sin tener que rastrearlas hasta su fuente o destino.  
6.5. Uniones y accesorios.  
6.5.1. Las conexiones entre tuberías deben cumplir con las especificaciones establecidas en la ingenie ría 
APC, que a su vez debe de cumplir con lo establecido en el numeral 5.11. del presente Proyecto de Norma 
Oficial Mexicana, fabricarse de acero sin costura y tener el mismo espesor de las tuberías a las que están 
unidas. Dichas conexiones deben soldarse a tope de penetración completa.  
6.5.2.  El material de las conexiones bridadas para tuberías de proceso debe ser el establecido en las 
especificaciones de la ingeniería APC.  
6.5.3.  Cada conexión de tubería flexible debe tener la capacidad de resistir una pr esión de prueba 
hidrostática de 1.5 veces la presión de Diseño de la parte del sistema de Almacenamiento a la cual se 
encuentra integrada.  
6.5.4.  Los accesorios utilizados deben ser los especificados en la ingeniería APC y cumplir con establecido 
en el num eral 5.11. del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana.  
6.6. Válvulas.  
6.6.1.  Las válvulas de alivio de presión y su instalación deben cumplir con lo establecido en la Norma 
Oficial Mexicana NOM -093-SCFI -2020.  
6.6.2.  La válvula o válvulas de alivio de presión deben quedar calibradas a una presión de ajuste del 10% 
superior a la Presión Máxima de Operación y menor a la presión de Diseño del recipiente a proteger.  
6.6.3.  Las válvulas de alivio de presión deben quedar protegidas de la manipulación indebida  del 
mecanismo de ajuste. Si el mecanismo es externo, éste debe sellarse.  
6.6.4.  Las válvulas de alivio de presión deben contar con un certificado de calibración emitido por un 
laboratorio de pruebas acreditado conforme a la Norma Oficial Mexicana NOM -093-SCFI -2020.  
6.6.5.  Todas las válvulas, reguladores, medidores y otro equipamiento accesorio de los recipientes deben 
estar protegidos contra daño físico y manipulaciones indebidas.  
6.6.6.  Las válvulas de cierre más cercanas al recipiente y las válvulas de a livio de presión deben ser las 
especificados en la ingeniería APC y cumplir con establecido según corresponda en el numeral 5.12. del 
presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana.  
6.7. Sistema de relevo de presión.  
6.7.1.  El sistema de relevo de presión deb e quedar protegido contra el cierre de cualquier válvula de 
bloqueo que se encuentre instalada entre el recipiente de Almacenamiento de GLP y la válvula de alivio  de 
presión, o entre la válvula de alivio de presión y la salida del venteo de descarga de ac uerdo con la ingeniería 
APC para este sistema, que a su vez debe de cumplir con lo establecido en el numeral 5.13. del presente 
Proyecto de Norma Oficial Mexicana.  
6.7.2.  Sistema de desfogue.  
6.7.2.1.  Este sistema debe ser construido de acuerdo con la inge niería APC. Se debe proteger en contra 
de daños mecánicos y debe soportar cualquier impulso que se presente durante la descarga conforme a lo 
especificado en el numeral 5.13.6. del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana.  
6.8. Quemador (cuando aplique) . 
6.8.1.  Los materiales de construcción, fabricación y pruebas de los equipos deben cumplir con lo 
especificado en la hoja de datos del quemador y con las condiciones de operación especificadas en la 
ingeniería APC, así como lo establecido en el numeral 5. 14. del presente Proyecto de Norma Oficial 
Mexicana.  
6.8.2.  Se debe asegurar que su ubicación no interfiera con equipos, líneas subterráneas u otras áreas de 
las Instalaciones, permitiendo una operación y mantenimiento seguro.  
6.9. Bombas y compresores.  
6.9.1. Las bombas y compresores deben cumplir con los requerimientos establecidos en las 
especificaciones técnicas y las hojas de datos realizadas en la ingeniería APC.  
6.9.2.  Las bombas y los compresores deben tener una placa de acero inoxidable permanentem ente fijada 
a ellos para su identificación, localizada en un lugar visible, la cual debe contener como mínimo la siguiente 
información:  
I. Marca y modelo;  
II. Número de serie;  
III. Potencia en kW;  
IV. Material;  
V. Flujo en m 3/hr; 
VI. Especificaciones eléct ricas en V y Hz;  
VII. Velocidad en RPM;  
VIII. Presión (kPa) y temperatura (K) máximas de trabajo;  
IX. Fecha de fabricación, y  
X. Fabricante.  
6.9.3.  Los conceptos descritos en la placa de datos de las bombas y compresores deben estar impresos 
mediante númer o de golpe o letra realzada.  
6.9.4.  A todas las superficies metálicas de las bombas y compresores, base, tuberías, etc., expuestas a la 
atmósfera se les debe aplicar un recubrimiento anticorrosivo.  
6.9.5.  El equipo de bombeo debe ser montado sobre una base  para evitar la vibración sobre la cual 
también deben instalarse todos los accesorios necesarios para su correcta operación y control.  
6.9.6.  Los filtros y medidores deben estar marcados con la presión máxima de trabajo.  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
6.9.7.  El equipo de bombeo debe con tar con su hoja de datos que incluya al menos lo siguiente:  
I. Características de equipo de bombeo;  
II. Curva de la bomba;  
III. Vida útil del equipo;  
IV. Condiciones de succión y descarga, (presión, temperatura, velocidad y gasto);  
V. Condiciones mecánicas  (altura, distancias, diámetros y vibración);  
VI. Selección de parámetros internos (rigidez de la flecha, cojinetes, sello mecánico sencillo o doble, 
tuberías auxiliares, entre otros);  
VII. Materiales de fabricación, y  
VIII. Operación local y/o remota para  arranque y paro.  
6.9.8.  Se deben realizar pruebas hidrostáticas y de comportamiento a las bombas, tomando en cuenta las 
especificaciones establecidas en la ingeniería APC.  
6.10. Contención de derrames.  
6.10.1.  De acuerdo con el tipo de contención de derra mes que se utilice este debe construirse de acuerdo 
con la ingeniería APC y de manera que cumpla con las especificaciones establecidas en el numeral 5.17 del 
presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana y ser hermético para evitar que los derrames penetren a los 
cuerpos de agua y suelo natural.  
6.10.2.  Confinamiento remoto.  
6.10.2.1. El confinamiento remoto debe construirse de acuerdo con la ingeniería APC y de manera que 
cumpla con las especificaciones del numeral 5.17.9. del presente Proyecto de Norma Ofic ial Mexicana y no 
debe permitir el acceso de vehículos motorizados no autorizados.  
6.10.3.  Dique.  
6.10.3.1.  El área del Dique para la contención de derrames debe construirse de acuerdo con la ingeniería 
APC y de manera que cumpla con las especificaciones d e Diseño previstas en el numeral 5.17.10. del 
presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana.  
6.11. Drenajes.  
6.11.1.  Estos se deben construir de acuerdo con las especificaciones de Diseño previstas en el numeral 
5.18. del presente Proyecto de Norma Oficial M exicana y a lo especificado en la Ingeniería APC con el fin de 
desalojar el volumen máximo de agua pluvial y del drenaje sanitario sin provocar estancamientos, depósitos 
indeseables, deflexiones, colapsos, flotaciones y daños; y así mismo que no produzcan filtraciones al suelo, 
subsuelo y mantos freáticos y permitir la limpieza de los registros de depósitos y sedimentos.  
6.12. Civil.  
6.12.1.  Cargas sobre la estructura de soporte y cimientos.  
6.12.1.1.  Las cimentaciones de los recipientes deben realizarse co n base en el estudio de mecánica de 
suelos y sus recomendaciones, y a lo establecido en la ingeniería APC basada en el numeral 5.19. del 
presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana, así como un factor de seguridad en función de las normas de 
construcción v igentes.  
6.12.1.2.  La parte inferior de la cimentación debe encontrarse por debajo de la línea de congelación y por 
debajo y alejada de las alcantarillas o líneas cercanas donde exista la posibilidad de presentarse fugas o 
deslaves que pudieran resultar de  un asentamiento de la cimentación.  
6.12.1.3.  Se debe asegurar que la cimentación y colocación del recipiente sobre la base de sustentación 
limite el asentamiento, permita los movimientos de dilatación y contracción, tanto en el recipiente como en las 
tuberías conectadas conforme a las especificaciones de Diseño y a lo establecido en el numeral 5.19.2. del 
presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana. Se debe monitorear el asentamiento del recipiente durante la 
prueba hidrostática.  
6.12.1.4.  Las estructuras de soporte deben estar acorde a lo especificado en la ingeniería APC.  
6.12.2.  Soportes, anclajes y guías.  
6.12.2.1.  Para la construcción y/o fabricación de las estructuras de soportes se debe cumplir con las 
especificaciones establecidas en el numeral 5.19 .4. del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana y a la 
ingeniería APC.  
6.12.2.2.  La construcción y/o fabricación de los soportes deben estar de acuerdo con lo especificado en la 
ingeniería APC, las cargas estáticas y dinámicas inducidas sobre la pared metálica del Recipiente a presión.  
6.12.2.3.  Se debe evitar que las secciones sujetas a presión en los recipientes estén en contacto con los 
soportes y áreas de protección contra incendios fabricadas de concreto o de mampostería, ya que esos 
puntos de cont acto pueden ser sitios donde se presente corrosión externa.  
6.12.2.4.  Las estructuras soporte de los recipientes deben tener protección ignífuga, pero ésta no debe 
cubrir la zona de contacto entre las columnas o recipientes.  
6.12.2.5.  Para evitar la penetr ación de agua a través de la unión de la Envolvente del recipiente se deben 
instalar botaguas que sobresalgan de la protección ignífuga y soldarse con cordón continuo.  
6.12.2.6. La construcción e instalación de estructuras de anclaje y los soportes de tube rías deben cumplir 
con el código ASME B31.3 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente.  
6.12.2.7. El anclaje de los Recipientes horizontales y/o esféricos a la cimentación o al soporte debe ser 
construido conforme a lo especificado en e l numeral 5.16.3 del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana 
y a lo especificado en la Ingeniería APC.  
6.12.2.8. El anclaje del recipiente a la cimentación o al soporte debe resistir cualquier fuerza hacia arriba 
ejercida por el agua sobre la superfici e del recipiente en caso de inundación.  
6.12.3.  Silletas.  
6.12.3.1.  Cuando un Recipiente horizontal se vaya a soportar por silletas se debe considerar lo siguiente:  
I. Instalar las placas de respaldo entre la pared metálica del recipiente y los soportes;  
II. Soldar las placas referidas en la disposición anterior a la Envolvente del recipiente de manera 
continua después de haber eliminado la humedad de las áreas bajo las placas;  
III. Las placas deben prolongarse más allá de los límites de las silletas de sop orte a fin de ayudar a 
distribuir las cargas en el mismo, y  
IV. Sólo una de las dos silletas debe tener barrenos oblongos para el anclaje para facilitar los 
movimientos del recipiente resultado de la expansión y contracción de este, ocasionados por los 
cambios de temperatura y presión interna.  
6.12.4.  Miembros diagonales (contraventeos).  
6.12.4.1.  Los miembros diagonales (contraventeos) que se utilizan para arriostrar las columnas verticales, 
no deben acoplarse directamente a un Recipiente esférico a menos que se incorporen las medidas 
establecidas en la ingeniería APC para soportar las cargas resultantes.  
6.13. Sistema contra incendio.  
6.13.1.  La cimentación o base de la Instalación del tanque o cisterna de Almacenamiento de agua contra 
incendio, se debe co nstruir conforme al Diseño establecido en la Ingeniería APC, a los estudios de mecánica 
de suelos y cálculos estructurales para resistir el peso del propio tanque y del agua que contendrá a su 
máxima capacidad de llenado y minimizar los asentamientos difer enciales.  
6.13.2.  El tanque debe quedar conectado a un sistema de conexión a tierra.  
6.13.3.  Las tuberías que se utilicen para la distribución del agua de las líneas principales deben 
corresponder al diámetro determinado en la memoria de cálculo del sistem a de agua contra incendio en la 
Ingeniería APC.  
6.13.4.  Se deben realizar todas las pruebas necesarias después de su instalación, para comprobar que el 
sistema de agua contra incendio funciona adecuadamente como fue diseñado, las pruebas mínimas a realizar  
serán las siguientes:   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
I. Toda la tubería y accesorios deben probarse hidrostáticamente a 133 kPa o a 343 kPa por encima 
de la presión de trabajo del sistema, lo que sea mayor, y debe mantenerse esa presión con una 
tolerancia de ± 34 kPa por 2 h;  
II. Cada hidrante debe probarse con la presión de agua del sistema en posición totalmente abierto y 
cerrado;  
III. Todas las válvulas de control deben probarse con la presión de agua del sistema abriendo y 
cerrando totalmente para confirmar su operación apropiada;  
IV. Las bombas de agua contra incendio se deben verificar en sus características de operación con 
pruebas de presión y flujo, y  
V. Prueba de operación del sistema de enfriamiento, verificando su flujo y aplicación de agua.  
6.13.5.  La instalación de los sist emas de protección contra incendio, además de cumplir los requerimientos 
establecidos en el numeral 5.20. del presente P royecto de Norma Oficial Mexicana , así como los códigos 
NFPA 13, NFPA 14, NFPA 15, NFPA 20, NFPA 22, NFPA 24, NFPA 25 y NFPA 30 vigentes  o aquellos que 
los modifiquen o sustituyan, o sus equivalentes, debe satisfacer las instrucciones por el fabricante de los 
equipos y componentes, para lograr el funcionamiento de acuerdo con sus especificaciones y requerimientos 
de la Instalación que prot ege. 
6.13.6.  Las pruebas realizadas al sistema deben contar con los certificados de prueba debidamente 
firmados por el personal responsable del área contra incendio.  
6.14. Sistema de bombeo.  
6.14.1.  Todos los componentes de las bombas contra incendio deben  estar listados y aprobados en 
cumplimiento del código NFPA 20 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente.  
6.14.2. Las bombas y los motores deben quedar fijos a una base común de acero, a fin de asegurar su 
alineamiento.  
6.14.3.  La clas e y materiales de los cabezales de succión y descarga de las bombas deben cumplir con las 
especificaciones de ingeniería APC.  
6.14.4.  La instrumentación y dispositivos de protección de las bombas contra incendio deben ser probados 
desde la central contra i ncendio y con el sistema de gas y fuego.  
6.15. Sistemas fijos de agua.  
6.15.1.  Todos los hidrantes e hidrantes monitores deben quedar conectados de forma permanente a la red 
de distribución de agua contra incendio y estar identificados mediante un número e  indicar su disponibilidad de 
flujo y presión mediante una marca o rótulo una vez instalados.  
6.15.2.  No deben obstruirse los sitios donde se ubiquen los hidrantes, monitores, tomas para camión, 
extintores fijos y móviles, además estos elementos deben cont ar con señalamientos claros y visibles, de 
acuerdo con lo establecido en la Norma Oficial Mexicana NOM -026-STPS -2008.  
6.15.3. En climas gélidos, se deben proteger los hidrantes para evitar el congelamiento del agua.  
6.15.4.  Las tomas para camión deben loca lizarse en la periferia de las calles internas de la Instalación, 
estar al alcance de los camiones contra incendio y quedar a una altura de 0.7 m sobre el nivel de piso 
terminado de la banqueta.  
6.15.5.  Se debe asegurar que los gabinetes para manguera dent ro de los edificios se empotren en la 
pared y que su alimentación de agua sea suministrada directamente de algún anillo de agua contra incendio.  
6.16. Sistema de enfriamiento.  
6.16.1.  Se debe comprobar a través de memorias de cálculo, planos, diagramas, et c. y mediante pruebas 
en campo, que la aplicación del agua cubre uniformemente a todo el equipo a proteger y que se cumple con 
las densidades de aplicación de agua requeridas en la ingeniería APC.  
6.16.2.  Las conexiones del sistema de limpieza deben instal arse de forma que permitan la limpieza del 
sistema de aspersión a intervalos periódicos. También se deben proveer conexiones accesibles para drenajes 
situados en puntos bajos.  
6.16.3.  Se debe instalar un filtro de flujo total en la línea principal de sumin istro de agua al sistema de 
aspersión para detener las partículas que puedan obstruir los aspersores.  
6.16.4.  Se deben realizar las pruebas necesarias para comprobar que el sistema de gas y fuego activen la 
o las válvulas de diluvio y las alarmas audibles y visibles en el sitio correspondiente.  
6.16.5.  Aspersión con rociadores.  
6.16.5.1.  La alimentación a los sistemas de rociadores debe quedar directamente conectada a un anillo 
principal de la red de agua contra incendio.  
6.16.5.2.  Se deben realizar las pru ebas necesarias para comprobar que, al activarse la alarma en el 
sistema de gas y fuego este accionará el sistema de aspersión en el edificio correspondiente.  
6.17. Extintores.  
6.17.1.  El tipo, ubicación, cantidad y tipo de extintores debe estar en función  del Riesgo y cumplir con lo 
establecido en la ingeniería APC. Los extintores deben protegerse de la intemperie y se deben etiquetar con 
señalamientos.  
6.18. Sistema de supresión de incendios.  
6.18.1.  El área de localización final de los cilindros de Almac enamiento de agente limpio debe estar 
protegida contra la intemperie y de incendios que pudieran ocurrir en el área.  
6.18.2.  La cantidad, selección, ubicación de los cilindros de Almacenamiento de agente limpio, así como el 
trazo y distribución de la tuber ía de los disparos hacia las áreas a proteger deben estar de acuerdo con lo 
especificado en la ingeniería APC.  
6.18.3.  Las concentraciones de inundación total con agente limpio a utilizar deben estar acordes con las 
recomendaciones del fabricante.  
6.18.4.  Los soportes y estructuras metálicas deben quedar con protección retardante al fuego (material 
ignifugo) de acuerdo con los resultados del Análisis de Riesgo para el Sector Hidrocarburos (ARSH) elaborado 
con la ingeniería APC y su especificación debe estar  acorde a lo establecido en el numeral 5.26. del presente 
Proyecto de Norma Oficial Mexicana.  
6.19. Sistema de detección de gas y fuego.  
6.19.1.  Este sistema debe estar acorde a lo establecido en el numeral 5.27. del presente Proyecto de 
Norma Oficial Mexi cana, a la ingeniería APC desarrollada y al código NFPA 72 vigente o aquel que lo 
modifique o sustituya, o su equivalente.  
6.19.2.  Una vez instalado el sistema de detección de gas y fuego se deben llevar a cabo pruebas de 
aceptación en sitio con objeto de comprobar el buen funcionamiento y las características operacionales  de 
cada uno de los equipos, de acuerdo con los requisitos establecidos en la filosofía de operación y a la matriz 
lógica de control (matriz causa y efecto) desarrollada en la Ingeniería APC del sistema de detección de gas y 
fuego.  
6.20. Sistema de protección contra la corrosión.  
6.20.1.  Todas las instalaciones superficiales y subterráneas deben quedar protegidas con recubrimientos 
contra la corrosión, de acuerdo con lo establecido en el n umeral 5.28. del presente Proyecto de Norma Oficial 
Mexicana y a la ingeniería APC.  
6.20.2.  Cualquier daño en el revestimiento debe repararse con materiales compatibles con el revestimiento 
existente siguiendo los procedimientos del fabricante.  
6.20.3.  Sistema de protección catódica.  
6.20.3.1.  Una vez instalado el sistema de protección catódica se debe verificar que el nivel de protección 
sea acorde a los requerimientos de potencial permisibles para el tipo de recubrimiento. Con la información 
anterior se d ebe elaborar el perfil inicial de potenciales de polarización y mediante su análisis e interpretación, 
se deben definir los ajustes a realizar durante la etapa de Operación a que haya lugar en el sistema 
seleccionado, se deben elaborar y mantener los regis tros correspondientes.  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
6.21. Sistema eléctrico y alumbrado.  
6.21.1.  La identificación y prueba de todos los circuitos, equipos y componentes del sistema eléctrico en 
las áreas de recepción, Almacenamiento y entrega deben cumplir con los requerimientos esta blecidos en la 
Norma Oficial Mexicana NOM -001-SEDE -2012.  
6.21.2.  El sistema de alumbrado debe cumplir con los requerimientos establecidos en la Norma Oficial 
Mexicana NOM -025-STPS -2008.  
6.21.3. Sistema de tierras, pararrayos y/o apartarrayos.  
6.21.3.1. Este sistema debe construirse conforme a lo establecido en el numeral 5.29.5. del presente 
Proyecto de Norma Oficial Mexicana y a la Ingeniería APC.  
6.22. Sistema de control distribuido.  
6.22.1.  Todos los equipos, válvulas, detectores, instrumentos de medició n, instrumentos de control, 
transmisores, servidores, equipos de telecomunicaciones, impresoras, módulos de entrada y salida, gabinetes 
y otros equipos a instalar que integran el sistema de control distribuido deben cumplir con lo establecido en el 
numeral  5.30. del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana y a la ingeniería APC.  
6.23. Sistema de paro de emergencia (SPE).  
6.23.1.  Todo elemento sensor, de lectura, comunicación y dispositivo posicionador de campo debe estar 
en óptimas condiciones.  
6.23.2.  Los medidores y elementos sensores como termopares, deben ser revisados y comprobar su buen 
funcionamiento, y en caso de presentan alguna anomalía, se deben remplazar.  
6.23.3. Los elementos transductores como convertidores de señal analógico/digital deben v erificarse 
conforme a su patrón de medición.  
6.23.4.  Los elementos transmisores, como comunicadores que reportan datos, deben verificarse conforme 
al protocolo de comunicación que utilicen.  
6.23.5.  Se debe verificar el funcionamiento de los elementos para fijar la posición de un dispositivo como, 
por ejemplo: los instalados para la operación de válvulas y reguladores, entre otros.  
6.24. Edificios.  
6.24.1.  Las edificaciones de las Instalaciones de Almacenamiento deben estar acorde a lo establecido en 
el nume ral 5.35. del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana y a la ingeniería APC.  
6.25. Vialidades, accesos y estacionamientos.  
6.25.1.  Las vialidades, accesos y estacionamientos deben construirse conforme a lo establecido en los 
numerales 5.36., 5.37. y 5. 38. del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana y a la Ingeniería APC.  
6.26. Señalización.  
6.26.1.  Todos los edificios deben quedar con letreros de señalización de salidas de emergencia, puntos de 
reunión, extintores y demás equipos que ahí se ubiquen,  como se indica en el numeral 5.39. del presente 
Proyecto de Norma Oficial Mexicana.  
6.26.2.  Todas las válvulas, recipientes, bombas, compresores, instrumentación, equipos contra incendio, 
detectores de humo, detectores de mezclas explosivas (gas combustib le), detectores de flama, alarmas 
audibles y visibles y las estaciones manuales de alarma, activadores manuales, extintores entre otros, deben 
contar con una identificación mediante una etiqueta la cual debe ser clara y visible para el personal.  
6.26.3.  La identificación de tuberías y válvulas debe ser legible bajo las condiciones climáticas previstas, 
por ejemplo: neblina, nieve o escarcha.  
6.26.4.  Todos los recipientes y Tanques de Almacenamiento se deben señalizar conforme a lo establecido 
en la Norma Of icial Mexicana NOM -018-STPS -2015.  
6.26.5. Se debe dar cumplimiento a lo establecido en la Norma Oficial Mexicana NOM -026-STPS -2008, 
identificando en cuanto a color lo siguiente:  
I. Todas las tuberías de la Instalación de Almacenamiento de GLP;  
II. Equipos del sistema contra incendio;  
III. Equipo de protección como regadera y lava ojos;  
IV. Rutas de escape tanto en el interior de las edificaciones como en el área de proceso, y  
V. Salidas de emergencia y puntos de reunión.  
6.27. Pruebas.  
6.27.1.  Una vez termi nada la construcción de las instalaciones se deben realizar las pruebas hidrostática 
y/o neumática al o los sistemas según corresponda.  
6.27.2.  Para Recipientes a presión, el Regulado debe evidenciar el cumplimiento a lo establecido en la 
Norma Oficial Mex icana NOM -009-SESH -2011.  
6.27.3.  Cuando se trate de Recipientes refrigerados, el Regulado debe evidenciar el certificado de 
fabricación de acuerdo con el código ASME BPVC, Sección VIII, División 1 vigente, equivalente o aquel que lo 
sustituya.  
6.27.4.  La tubería y accesorios de las Instalaciones deben probarse hidrostáticamente a 1.5 veces o 
neumáticamente a 1.1 veces la presión de Diseño.  
6.27.5.  El Regulado debe contar con las evidencias de las pruebas de aceptación en fábrica y en sitio de 
todos los equi pos, material y sistemas que forman parte de las Instalaciones.  
6.28. Conclusión de la Construcción de la Instalación.  
6.28.1.  Una vez terminada la construcción de la Instalación se debe contar con el libro de proyecto 
ejecutivo de la ingeniería de detalle  en su edición "Como Quedó Construido " (As-Built), que comprenda como 
mínimo con los documentos enlistados en el numeral 6.1 del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana, 
mismo que debe ser conservado durante la vida útil de las Instalaciones y estar di sponible para cuando la 
Agencia lo requiera.  
7. REVISIÓN DE SEGURIDAD DE PRE -ARRANQUE (RSPA)  
7.1. Generalidades.  
7.1.1.  El Regulado debe contar con un procedimiento para realizar la Revisión de Seguridad  de Pre -
arranque (RSPA) para las Instalaciones y/o eq uipos sujetos a un inicio o reinicio de operaciones. La Revisión 
de Seguridad de Pre -arranque debe realizarse cuando se presente alguno de los siguientes escenarios:  
I. Instalaciones y/o equipos nuevos;  
II. Reparaciones y/o modificaciones de instalaciones y/o equipos debido a paros según resulte 
aplicable, atendiendo los riesgos asociados a las actividades del Sector Hidrocarburos que 
desarrollen;  
III. Instalaciones que hayan estado fuera de operación debido a paros por accidentes, por logística de 
operació n, fines comerciales, entre otras, y podrá ser efectuada según resulte aplicable atendiendo 
los riesgos asociados a las actividades del Sector Hidrocarburos que desarrollen, y  
IV. Entre otros, que difieran de los aludidos en las fracciones anteriores atend iendo los riesgos 
asociados a las actividades del Sector Hidrocarburos que desarrollen.  
7.1.2.  La RSPA se debe realizar de forma total o por etapas de acuerdo con la complejidad de las 
Instalaciones y procesos de manera:  
I. Total: cuando la logística del a rranque de sus instalaciones y procesos lo permita, y  
II. Por etapas o secuenciada: cuando la logística del arranque de sus instalaciones y/o procesos así lo 
requieran.   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
7.1.3.  El Regulado debe conformar un grupo responsable de llevar a cabo la RSPA, el cua l estará 
formalizado e integrado por un coordinador y personal con experiencia y conocimientos en diseño, 
construcción, reparación, modificación o rehabilitación de los equipos y/o instalaciones, así como aquellos que 
operarán, darán mantenimiento y ejecut arán las funciones de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y 
protección al medio ambiente, una vez que se lleve a cabo el inicio o reinicio de la Operación.  
7.1.4.  En caso de considerarse necesario en el desarrollo de la RSPA y atendiendo a la complej idad de los 
procesos, instalaciones o equipos, se integrarán al grupo responsable de llevar a cabo la RSPA especialistas 
en materias tales como: civil, eléctrico, mecánico, ya sea éste estático o dinámico, instrumentos, áreas 
internas y externas, fabricant es, licenciadores, o cualquier otro personal propio, contratista, subcontratista, 
proveedor o prestador de servicio que, por su relación con el equipo o instalación, intervenga.  
7.1.5.  Los integrantes del grupo responsable de llevar a cabo la RSPA tendrán,  entre otras, las siguientes 
responsabilidades:  
I. Elaborar las listas de verificación necesarias acorde a las instalaciones;  
II. Llevar a cabo la revisión documental;  
III. Llevar a cabo la revisión física;  
IV. Evaluar y clasificar el riesgo de los Hallazg os; 
V. Elaborar los programas de atención de recomendaciones de los Hallazgos que impiden el inicio o 
reinicio de operaciones, según corresponda;  
VI. Elaborar los programas de atención de recomendaciones de los Hallazgos que no impiden el inicio o 
reinicio  de operaciones, según corresponda;  
VII. Validar el cumplimiento de los programas de atención de recomendaciones de los Hallazgos 
establecidos en las numerales 7.1.5 y 7.1.6 del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana;  
VIII. Verificar que se cumplan la s recomendaciones derivadas de los Hallazgos de la RSPA;  
IX. Generar los registros de su participación y aportación de acuerdo con su especialidad; según lo 
indicado en los numerales 7.1.7 y 7.1.8 del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana, 
entregándo los al coordinador de la RSPA, y  
X. Emitir el resultado de la RSPA.  
7.1.6.  El grupo responsable de llevar a cabo la RSPA debe realizar la revisión documental conforme a 
planos aprobados para construcción (APC), planos As -built (como quedó construido), diag ramas de flujo de 
proceso, manuales, procedimientos, filosofía de operación, de control, recomendaciones de fabricantes, 
resultados de pruebas, u otra información que consideren necesaria atendiendo la naturaleza de la actividad 
del Sector Hidrocarburos qu e se desarrolle, con la finalidad de verificar que los requisitos y especificaciones 
técnicas de Diseño, Construcción, así como aquellos requisitos en materia de Seguridad Industrial, Seguridad 
Operativa y protección al medio ambiente necesarios para un ar ranque seguro, han sido cumplidos.  
7.1.7.  La revisión documental de las Instalaciones y/o equipos sujetos a un inicio o reinicio de operaciones 
debe llevarse a cabo utilizando listas de verificación que permitan la identificación, verificación, control y 
seguimiento de los Hallazgos de la RSPA considerando como mínimo los siguientes elementos del Sistema 
de Administración de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y protección al medio ambiente de los 
Regulados:  
I. Identificación de Peligros y Análisis de  Riesgo;  
II. Requisitos legales;  
III. Competencia, capacitación y entrenamiento;  
IV. Mejores prácticas y estándares;  
V. Control de actividades y procesos;  
VI. Integridad Mecánica y Aseguramiento de la Calidad;  
VII. Preparación y respuesta a emergencias;  
VIII. Monitoreo, verificación y evaluación de las Instalaciones, equipos y personal;  
IX. Auditorías, e  
X. Investigación de Incidentes y Accidentes.  
7.1.8.  El grupo responsable de llevar a cabo la RSPA debe revisar las instalaciones y/o equipos sujetos a 
un inicio o reinicio de operaciones verificando en campo que se cumplen los requisitos en materia de 
Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y protección al medio ambiente. La revisión física podrá incluir 
elementos tales como: minutas de trabajo, fotografía s, entrevistas, pruebas, reportes de campo, registros u 
otros medios de verificación, que permitan demostrar como mínimo lo siguiente:  
I. Congruencia entre lo indicado en la revisión documental y lo existente en campo;  
II. Cumplimiento de lo dispuesto en l as especificaciones de diseño, planos aprobados para 
construcción (APC), planos As-built (como quedó construido), diagramas de flujo de proceso, 
filosofía de operación, de control, manuales, procedimientos;  
III. Que se aplicaron todas las inspecciones y pr uebas establecidas en el diseño, atendiendo la 
naturaleza de la actividad del Sector Hidrocarburos que se desarrolla;  
IV. Cumplimiento de requisitos físicos, de integridad mecánica y operatividad;  
V. Cumplimiento de los requisitos legales y documentales de  Seguridad Industrial, Seguridad Operativa 
y de protección al medio ambiente, aplicables a las instalaciones y/o equipos sujetos a la RSPA, y  
VI. Cumplimiento de los requisitos orientados a la competencia, capacitación y entrenamiento del 
personal involucr ado que operará y mantendrá la instalación; así como de los contratistas, 
subcontratistas, proveedores y prestadores de servicios aplicables a las instalaciones y/o equipos 
sujetos a la RSPA.  
7.1.9.  La información que se genere como parte de la revisión do cumental y física debe registrarse de 
forma tal que permita la identificación, verificación, control y seguimiento de los Hallazgos de Pre -arranque, 
conteniendo como mínimo lo siguiente:  
I. Nombre del elemento a revisar;  
II. Puntos que verificar;  
III. Come ntario o información presentada;  
IV. Hallazgo;  
V. Hallazgos que impidan el inicio o reinicio de operaciones;  
VI. Hallazgos que no impidan el inicio o reinicio de operaciones;  
VII. Recomendaciones para atención de Hallazgos;  
VIII. Responsable;  
IX. Fecha de atención, y  
X. Estado de cumplimiento.  
7.1.10.  Cada integrante del grupo responsable de llevar a cabo la RSPA, de acuerdo con su especialidad 
debe identificar los Hallazgos considerando lo indicado en los numerales 7.1.7 (Revisión documental) y 7.1.8 
(Revi sión física) del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana.  
7.1.11.  El grupo responsable de llevar a cabo la RSPA debe analizar, evaluar y clasificar los Hallazgos.  
7.1.12.  Los Hallazgos se deben registrar y plantear en escenarios de Riesgo de tal forma que se 
identifiquen aquellos que impidan el inicio o reinicio de operaciones por los Riesgos que representan, así 
como también aquéllos que no lo impidan.  
7.1.13.  Para evaluar los escenarios de Riesgo, el grupo responsable de llevar a cabo la RSPA debe 
desarrollar una matriz de Riesgo de frecuencia y consecuencia, tomando como base información a partir de 
datos propios o de bibliografía especializada para definir los valores asignados a la frecuencia y consecuencia 
de los Hallazgos identificados, justifican do la información presentada y/o indicando las fuentes o referencias 
bibliográficas. Como ejemplo se muestran las Tablas 10 y 11.  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
Tabla 10. Frecuencia  
  
Valor  Descripción  
4 El evento ha ocurrido alguna vez en los equipos o Instalaciones del mismo tipo o similar, 
durante los últimos 2 años.  
3 El evento ha ocurrido alguna vez en los equipos e Instalaciones del mismo tipo o similar, en un 
periodo >2 y ≤ 5 años.  
2 El evento ha ocurrido alguna vez en los equipos e Instalaciones del mismo tipo o similar, en u n 
periodo > 5 y ≤ 10 años.  
1 El evento ha ocurrido en un periodo mayor de 10 años, en Instalaciones del mismo tipo o 
similar en la industria.  
 
Tabla 11. Consecuencia  
  
Calificación  
(El grupo responsable de 
llevar a cabo la RSPA debe 
definir al menos una de las 
consecuencias de la fila 
correspondiente)  Personas  Instalaciones y producción  Medio Ambiente  
4 Una o más 
fatalidades.  Daño a las Instalaciones y 
producción que se 
restablecería a partir del día 
8. Impacto negativo al 
medio ambiente, que se 
presente  fuera de las 
Instalaciones.  
3 Lesiones no 
reversibles.  Daño a las Instalaciones y 
producción que se 
restablecería antes de 7 días.  Impacto negativo al 
medio ambiente, que 
afecta a más de un 
área al interior de la 
Instalación.  
2 Lesiones reversibles 
con incapacidades y 
tratamiento médico.  Daño a las Instalaciones y 
producción que se 
restablecería en un día o 
menos.  Impacto negativo al 
medio ambiente que 
afecta sólo en el área 
donde se genera al 
interior de la 
instalación.  
1 Sin lesión.  La continuidad ope rativa no 
se pierde.  Las consecuencias 
serían menores a 
cualquiera de las 
anteriores.  
 
7.1.14.  El grupo responsable de llevar a cabo la RSPA debe clasificar los Hallazgos de conformidad con lo 
establecido en la matriz de Riesgo desarrollada, identificando  aquellos que impidan o no el inicio o reinicio de 
operaciones. Como ejemplo se muestra una jerarquización de Hallazgos en la Tabla 12.  
 
Tabla 12. Evaluación y clasificación del Riesgo de los Hallazgos  
  
Consecuencia  Frecuencia  
 
Personas  Activos  Medio 
Amb iente  1. El evento 
ha ocurrido 
en un 
periodo 
mayor a 10 
años  2. El evento 
ha ocurrido 
alguna vez 
en un 
periodo > 5 
y < 10 años  3. El evento 
ha ocurrido 
alguna vez 
en un 
periodo > 2 
y < 5 años  4. El evento 
ha ocurrido 
alguna vez, 
durante los 
últimos 2 
años  
4. Una o más 
fatalidades.  4. Daño a las 
Instalaciones 
y producción; 
se restablece 
en más de 8 
días.  4. Impacto 
negativo al 
medio 
ambiente 
externo.  B 
4 B 
8 A 
12 A 
16 
3. Lesiones no 
reversibles.  3. Daño a las 
Instalaciones 
y producción; 
se restablece 
antes  de 7 
días.  3. Impacto 
negativo al 
medio 
ambiente 
interno, afecta 
a más de un 
área interna.  C 
3 B 
6 A 
9 A 
12 
2. Lesiones 
reversibles 
con 
incapacidades 
y tratamiento 
médico.  2. Daño a las 
Instalaciones 
y producción; 
se restablece 
en un día o 
menos.  2. Impa cto 
negativo al 
medio 
ambiente 
interno, sólo 
impacta el área 
donde se 
genera.  C 
2 B 
4 B 
6 B 
8 
1. Sin lesión.  1. La 
continuidad 
operativa no 
se pierde.  1. Las 
consecuencias 
serían menores 
a cualquiera de 
las anteriores.  C 
1 C 
2 C 
3 B 
4 
Hallazgo tipo "A": El resultado de evaluar la evidencia contra un criterio, que impide el inicio o reinicio de 
las operaciones.  
Hallazgo tipo "B" y "C": El resultado de evaluar la evidencia contra un criterio, que no impide el inicio o 
reinicio de las operaciones.  
  DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
7.1.15.  El grupo responsable de llevar a cabo la RSPA debe elaborar el programa de atención a las 
recomendaciones de los Hallazgos que impiden el inicio o reinicio de operaciones, según corresponda, las 
cuales deben ser atendidas previo al inicio o reinicio de oper aciones.  
7.1.16.  El grupo responsable de llevar a cabo la RSPA debe elaborar el programa de atención a las 
recomendaciones de los Hallazgos que no impidan el inicio o reinicio de operaciones en los cuales se 
estipularán los plazos y los responsables para s u cumplimiento.  
7.1.17.  El grupo responsable de llevar a de llevar a cabo la RSPA debe validar el cumplimiento a las 
recomendaciones de los Hallazgos que impiden el inicio o reinicio de operaciones de acuerdo con el 
mecanismo que el Regulado establezca pud iendo ser evidencias documentales o físicas para el cierre de 
recomendaciones, y éstas serán conservadas en las Instalaciones.  
7.1.18.  El grupo responsable de llevar a cabo la RSPA debe validar que las Instalaciones y/o equipos 
sujetos a un inicio o reinic io de operaciones se encuentran en condiciones de iniciar operaciones 
documentando como mínimo la siguiente información:  
I. Lugar y fecha de inicio y terminación de la RSPA;  
II. Nombre, domicilio y descripción de la instalación y/o equipos revisados;  
III. Cumplimiento de las recomendaciones derivadas de la totalidad de Hallazgos que impiden el inicio o 
reinicio de operaciones;  
IV. Programa de atención de recomendaciones de los Hallazgos que no impiden el inicio o reinicio de 
operaciones, de conformidad con lo establecido en el numeral 7.1.16 del presente Proyecto de 
Norma Oficial Mexicana;  
V. Escrito bajo protesta de decir verdad en donde se mencione que los equipos e instalaciones han 
sido revisados y las condiciones de Seguridad Industrial, Seguridad Opera tiva y protección al medio 
ambiente para un arranque seguro han sido cumplidas, y  
VI. Nombre, cargo, especialidad y firma de quienes integran el grupo responsable de llevar a cabo la 
RSPA.  
7.1.19.  El grupo responsable de llevar a cabo la RSPA debe validar el cumplimiento de las 
recomendaciones de los Hallazgos que no impiden el inicio o reinicio de operaciones de acuerdo con el 
mecanismo que los Regulados establezcan.  
7.1.20.  Cuando la Cuando la RSPA se efectúe en varias etapas, el Regulado debe obtener la validación 
correspondiente para cada etapa de acuerdo con el numeral 7.1.18 del presente Proyecto de Norma Oficial 
Mexicana.  
7.1.21.  Una vez que se ha concluido la RSPA, el Regulado debe obtener un Dictamen de Pre -arranque 
emitido por la Unidad de Inspecci ón, en el que conste que la Construcción y los equipos son acordes a la 
ingeniería aprobada para construcción (APC), a las modificaciones incorporadas en dicha ingeniería durante 
la Construcción, planos As -bult (como quedó construido) numeral 6.1 del prese nte Proyecto de Norma Oficial 
Mexicana y que las recomendaciones de los Hallazgos de Pre -arranque que impiden el inicio o reinicio de 
operaciones fueron atendidas satisfactoriamente.  
7.1.22.  Para dictaminar la etapa de Pre -arranque, la Unidad de Inspección , debe evaluar la información 
generada por el grupo responsable de llevar a cabo la RSPA.  
7.1.23.  Una vez obtenido el Dictamen de Pre -arranque, el Regulado puede autorizar la puesta en 
operación de equipos o Instalaciones nuevas, reparadas, modificadas o r eactivadas.  
7.1.24.  Cuando el Regulado realicen la RSPA por etapas o secuenciada de las Instalaciones y/o equipos 
debe obtener un s olo Dictamen de Pre -arranque que valide la totalidad de las revisiones que fueron 
necesarias para el inicio o reinicio de las  operaciones de la Instalación y/o equipo sujeto a la RSPA.  
7.1.25.  El Regulado debe mantener disponible en sus Instalaciones el Dictamen de Pre -arranque y su 
reporte técnico para cuando la Agencia lo requiera.  
7.1.26.  Cuando la totalidad de las recomendac iones derivadas de los Hallazgos de la RSPA que impiden o 
no el inicio o reinicio de operaciones se hayan cumplido, el Regulado debe hacerlo constar mediante un acta 
de cierre, misma que conservarán en sus Instalaciones, documentando la siguiente informaci ón: 
I. Lugar y fecha de inicio y terminación de la RSPA;  
II. Nombre y domicilio de la Instalación;  
III. Localización y descripción de la Instalación y/o de los equipos revisados;  
IV. Nombre, cargo, especialidad y firma de los participantes en la RSPA;  
V. Fecha del inicio o reinicio de operaciones;  
VI. Cumplimiento de las recomendaciones de los Hallazgos que no impiden el inicio o reinicio de 
operaciones, y  
VII. Escrito bajo protesta de decir verdad en donde se menciona que los equipos e instalaciones fueron  
revisados y las condiciones de Seguridad Industrial, Seguridad Operativa y protección al medio 
ambiente para el arranque seguro fueron cumplidas.  
8. OPERACIÓN  
8.1. Autorizaciones y registros para la operación.  
8.1.1.  El Regulado debe mantener disponible e n sus instalaciones la documentación que acredite el 
cumplimiento de las siguientes autorizaciones y registros otorgadas por la Agencia, entre otros:  
I. Autorización del Sistema de Administración de SISOPA con base a las DISPOSICIONES 
administrativas de ca rácter general que establecen los Lineamientos para llevar a cabo las 
Auditorías Externas a la operación y el desempeño de los Sistemas de Administración de Seguridad 
Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente aplicables a las actividad es del 
Sector Hidrocarburos que se indican;  
II. Autorización en materia de Impacto y Riesgo Ambiental en cumplimiento al artículo 30 de la Ley 
General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente (LGEEPA) y los artículos 17 y 18 del 
Reglamento de l a LGEEPA en Materia de Evaluación de Impacto Ambiental;  
III. Aprobación del Programa para la Prevención de Accidentes, en cumplimiento al artículo 147 de la 
Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente;  
IV. Estudio de Riesgo Ambiental e n cumplimiento al artículo 147 de la Ley General del Equilibrio 
Ecológico y la Protección al Ambiente;  
V. Licencia Ambiental Única, y  
VI. Registro de generador de residuos peligrosos.  
8.2. Administración del cambio.  
8.2.1.  Cuando la Instalación de Almacena miento de GLP se encuentre en operación y se realice alguna 
modificación que afecte al Diseño original del proceso, tecnología, materiales y/o equipos, se debe llevar a 
cabo la administración del cambio, en donde se documente y comuniquen los cambios tempo rales o 
definitivos, asegurando que éstos tengan las mismas especificaciones y códigos de Diseño e instalación que 
los indicados en la Ingeniería de detalle en su edición "Como Quedó Construido " (As-Built), todo cambio debe 
quedar registrado en los planos y documentos requeridos debidamente firmados, así mismo se deben 
actualizar los procedimientos y en caso de ser necesario se debe capacitar al personal.  
8.3. Análisis de Riesgos para el Sector Hidrocarburos (ARSH) para Instalaciones en operación.  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
8.3.1.  Durante la etapa de operación de las Instalaciones de Almacenamiento de GLP se debe actualizar 
el Análisis de Riesgos para el Sector Hidrocarburos (ARSH) tomando en consideración la ingeniería de detalle 
en su edición "Como Quedó Construido " (As-Built) y de  acuerdo con los criterios establecidos en el numeral 
5.41. del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana, incluyendo los siguientes aspectos:  
I. Del numeral 5.41.4.3 del  presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana,  las tablas de información 
con las cara cterísticas de los equipos de proceso principales y auxiliares: año de fabricación, 
estándares de construcción, presión de prueba hidrostática y condiciones de operación (presión, 
temperatura y flujo mínimos, máximos y normales de Operación y de Diseño);  
II. Lo previsto en el numeral 5.41.4.6.  del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana  y anexar los 
siguientes documentos:  
a) Planos isométricos de tuberías de proceso;  
b) Planos del sistema contra incendio;  
c) Planos del sistema de detección de gas y fueg o; 
d) Diagramas unifilares, y  
e) Resultados de Pruebas no Destructivas (PND), hidrostáticas y neumáticas.  
III. Lo previsto en el numeral 5.41.8. del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana,  el histórico de 
accidentes e incidentes ocurridos en sus Insta laciones, y  
IV. Lo previsto en el numeral 5.41.9 del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana,  y aspectos 
operacionales (actividades rutinarias y no rutinarias).  
8.3.2.  La actualización del Análisis de Riesgos para el Sector Hidrocarburos (ARSH) se debe  realizar 
cuando exista alguna de las condiciones siguientes:  
I. Modificación en las Instalaciones de Almacenamiento de GLP que impliquen lo siguiente: adición o 
disminución de instalaciones, reconfiguraciones, cambios de tecnología, cambios en 
especificac iones de equipos y tuberías que conforman la Instalación y/o cambios a las condiciones 
de operación normal respecto a lo aprobado en la Autorización en materia de Impacto y Riesgo 
Ambiental;  
II. Ocurrencia de eventos clasificados como tipo 2 o tipo 3, de a cuerdo con las Disposiciones 
administrativas de carácter general que establecen los lineamientos para informar la ocurrencia de 
incidentes y accidentes a la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de protección al medio 
ambiente del Sector Hidrocarburos ; 
III. Cualquier otra condición que modifique los niveles de Riesgo determinados, que genere nuevos 
escenarios de Riesgo, presencia de más receptores de Riesgo, presentar nuevas interacciones de 
Riesgo y/o incrementar los radios de afectación, y  
IV. Previo  a un desmantelamiento.  
8.3.3.  El Regulado debe dar seguimiento y cumplimiento al programa para la implementación y 
seguimiento de las recomendaciones derivadas del Análisis de Riesgo del Sector Hidrocarburos (ARSH) y en 
su caso, de la última auditoría de seguridad (cuando aplique).  
8.4. Análisis de Capas de Protección (ACP).  
8.4.1.  En caso de que se identifiquen Escenarios de Riesgo que se hayan ubicado en las regiones de 
Riesgo no tolerable, y aquellos ubicados en la región ALARP que sean de interés parti cular del Análisis de 
Riesgos para el Sector Hidrocarburos (ARSH) al que se hace mención en el numeral 5.42. del presente 
Proyecto de Norma Oficial Mexicana, se debe actualizar el ACP para identificar los requerimientos de Capas 
de Protección Independiente s Adicionales para reducir los niveles de Riesgo de los Escenarios de Riesgo 
categorizados como No Tolerables identificados en el ARSH hasta niveles aceptables ALARP (As Low As 
Reasonably Practicable, Tan bajo como sea razonablemente factible), y en caso d e que lo más apropiado 
sean Capas de Protección Independientes (CPIs) del tipo de Funciones Instrumentadas de Seguridad (FIS), 
se defina el Nivel de Integridad de la Seguridad (NIS) apropiado para dichas FIS, de acuerdo al numeral 5.43. 
del presente Proyec to de Norma Oficial Mexicana.  
8.5. Competencias del personal de la Instalación de Almacenamiento de GLP.  
8.5.1.  El personal de la Instalación de Almacenamiento de GLP involucrado en la operación debe 
satisfacer los requisitos siguientes:  
I. Haber sido capa citado en los procedimientos de operación descritos en los numerales 8.8.3. al 
8.8.15. del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana;  
II. Haber demostrado conocimientos para realizar la tarea asignada después de la capacitación y/o 
tener experiencia en l as tareas asignadas;  
III. Se debe mantener un registro de la capacitación de cada empleado de la Instalación de 
Almacenamiento de GLP, el cual se debe conservar como mínimo dos años posteriores a la fecha 
en que dejó de ser empleado, en su caso, y  
IV. Cualquier persona que no haya completado la capacitación debe estar bajo supervisión de personal 
capacitado.  
8.6. Manual de operación.  
8.6.1.  El Regulado debe elaborar un manual de operación que:  
I. Esté disponible en un lugar de acceso inmediato, donde pueda ser consultado por el personal que lo 
requiera;  
II. Describa los componentes de las Instalaciones de acuerdo con los procedimientos establecidos en 
el manual;  
III. Se actualice cuando se presenten cambios en los equipos o procesos en las Instalaciones, e  
IV. Incorpore procedimiento de operación normal, procedimiento de emergencia operacional, 
procedimiento para la activación del protocolo de respuesta a emergencias y procedimiento para el 
paro y reactivación de las Instalaciones, entre otros.  
8.6.2.  El manu al de operación debe contener como mínimo los procedimientos descritos en los numerales 
8.8.3. al 8.8.15 del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana.  
8.6.3.  Procedimiento de operación normal.  
8.6.3.1.  El Regulado debe elaborar el procedimiento de opera ción el cual debe contener las actividades y 
los parámetros normales de operación (como: flujos, presiones, temperaturas, volúmenes y niveles), que se 
muestran en los diagramas de flujo de proceso, los diagramas de tuberías e instrumentación y la filosofía  de 
operación de las Instalaciones; los aspectos que como mínimo debe contener este procedimiento son los 
siguientes:  
I. Las actividades de monitoreo y control en todos los procesos de la Instalación de Almacenamiento 
de GLP mediante un sistema de control e inspección de instrumentación en campo, para 
mantenerlos dentro de los parámetros de operación normal;  
II. Calibración y/o ajuste de los sistemas de control para asegurarse que la operación se realice dentro 
de los parámetros normales, incluyendo un list ado de alarmas operacionales y las acciones a 
desarrollar para su atención donde corresponda;  
III. Identificación de desviaciones de los valores normales de las variables de proceso y acciones para 
corregirlas para volver a los parámetros de operación norm al. Se deben investigar las causas de la 
activación de las alarmas cuando detecten condiciones anormales de las variables del proceso;  
IV. Puntos de ajuste de los dispositivos de operación y de seguridad de la Instalación: disparos, alarmas 
de proceso, ala rmas críticas, dispositivos de alivio de presión y de vacío, paros de emergencia y 
funciones instrumentadas de seguridad, la presión de Diseño y de operación máxima y mínima de 
líneas, instrumentos y equipos de la Instalación de Almacenamiento de GLP;  
V. Actividades de inspección a los procesos y equipos por personal capacitado incluyendo la 
periodicidad y el alcance;  
VI. Actividades para la verificación de que las herramientas de mano sean antichispa y que las 
lámparas sean a prueba de explosión;   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
VII. Procedimiento para control de acceso de Auto -tanques, Semirremolques y/o Carro -tanques a las 
Instalaciones, para recibo y/o envío de GLP por Ducto y por medios distinto a Ductos, para la 
verificación de las mangueras de Trasvase, para realizar Trasvase de GLP , extracción de agua 
acumulada en recipientes y/o tuberías, para toma de muestras de GLP, entre otros, y  
VIII. Procedimiento para realizar el monitoreo de la integridad mecánica de las estructuras en las cuales 
existe peligro para las personas y sus bienes . 
8.6.3.2.  El sistema de monitoreo y control debe mostrar las variables de proceso, por ejemplo: alto o bajo 
nivel de GLP en los Recipientes a presión y/o refrigerados, inicio de carga o descarga, monitoreo de 
temperaturas, presiones, entre otros parámetro s. El monitoreo de las operaciones de carga, descarga y 
Almacenamiento debe realizarse desde el cuarto de control de la Instalación de Almacenamiento de GLP, el 
personal responsable del cuarto de control debe estar capacitado para ejecutar los procedimient os de 
operación normal y de emergencia cuando sean requeridos.  
8.6.4.  Procedimiento para control de acceso de Auto -tanques, Semirremolques y/o Carro -tanques a las 
instalaciones.  
8.6.4.1.  El Regulado debe tener un procedimiento de control de acceso en el qu e se establezcan los pasos 
a seguir para controlar y registrar el acceso de los vehículos de transporte como: Auto -tanques, 
Semirremolques y/o Carro -tanques a las Instalaciones.  
8.6.4.2.  Una vez cumplido el procedimiento de control de acceso y después de e stacionar  los Auto -
tanques Semirremolques y/o Carro -tanques, pero previo al inicio del Trasvase, se deben llevar a cabo como 
mínimo las siguientes acciones de seguridad que deben quedar establecidas en los procedimientos:  
I. Apagar el motor del Auto -tanque , Semirremolque y/o Carro -tanque;  
II. Accionar el freno de emergencia;  
III. Desconectar el sistema eléctrico;  
IV. Calzar las ruedas para evitar que el Auto -tanque, Semirremolque y/o Carro -tanque se mueva;  
V. Conectar a tierra el Auto -tanque, Semirremolque y/o Carro -tanque;  
VI. Colocar señalamientos de prevención o dispositivos de seguridad en los extremos activos de los 
costados del Auto -tanque, Semirremolque y/o Carro -tanque;  
VII. Verificar que los dispositivos de seguridad de los vehículos se encuentren e n óptimas condiciones 
de operación;  
VIII. Verificar que no existan condiciones inseguras en su entorno que pongan en Riesgo la operación de 
Trasvase, y  
IX. Verificar que las herramientas de mano sean antichispa y que las lámparas sean a prueba de 
explosion es (cuando aplique).  
8.6.4.3.  Para realizar el Trasvase de GLP se debe contar con procedimientos que incluyan entre otras, las 
acciones que se indican en los siguientes numerales 8.8.6. al 8.8.10. del presente Proyecto de Norma Oficial 
Mexicana (según apli que), incluyendo listas de verificación que se apliquen durante dichas operaciones.  
8.6.5.  Procedimiento para recibo y/o envío de GLP por ducto.  
8.6.5.1.  Se deben indicar los parámetros, los modos de control y los equipos principales que deben ser 
observad os durante la operación, indicando las causas y los efectos de las desviaciones de las diferentes 
variables, rangos, puntos de ajuste, alarmas y controles fuera de los limites seguros, incluyendo los registros 
de las inspecciones rutinarias a equipos, sist emas e instrumentos básicos que forman parte del sistema de 
recepción y/o entrega por ducto, las actividades mínimas a considerar son:  
I. Descripción de las actividades para la recepción, Almacenamiento y/o entrega de GLP, incluyendo 
la filosofía de contro l, condiciones de Diseño y Operación;  
II. Limites seguros de operación;  
III. Secuencia lógica detallada para la recepción y/o entrega por medio de Ducto;  
IV. Verificación de condiciones de integridad mecánica de equipos, y  
V. Descripción de las obligacione s del personal asignado a la operación de cada sistema o Instalación.  
8.6.6.  Procedimiento para recibo y/o envío de GLP por Buque -tanque.  
8.8.6.1.  El Regulado debe cumplir los siguientes requisitos de seguridad en el Trasvase de GLP o 
requisitos equivalent es en seguridad que tenga establecidos en sus procedimientos.  
8.8.6.2.  Antes de iniciar las operaciones de trasiego, el personal encargado de dichas actividades en el 
Buque -tanque y el personal encargado de las Instalaciones en el muelle deben inspeccionar  los sistemas 
respectivos, llevando a cabo su procedimiento correspondiente.  
8.8.6.3.  La inspección en tierra a los sistemas de recepción y/o entrega debe asegurar que el equipo 
designado para el trasiego de GLP, así como las mangueras o brazos, han sido p robados y se encuentran en 
condiciones óptimas de operación.  
8.8.6.4.  Se debe verificar el correcto funcionamiento del sistema de paro de emergencia con activación 
remota. De igual manera debe estar disponible para su uso en el muelle un detector portátil de mezclas 
explosivas, calibrado para la detección de GLP.  
8.8.6.5.  Se deben colocar letreros de alerta en diversos puntos estratégicos en el área marina que sean 
visibles en el muelle y zona de atraque, y que cumplan con las Normas Oficiales Mexicanas  NOM -026-STPS -
2008 y NOM -003-SEGOB -2011. Los letreros deben mostrar las leyendas: Peligro; Descarga de líquido 
inflamable; Se prohíbe fumar; Se prohíben visitas; No encender luces, entre otras, que resulten necesarias.  
8.8.6.6.  Las áreas que sean destinadas pa ra estacionamiento autorizado de vehículos, en el área que da 
al frente marino, deben estar claramente identificadas.  
8.8.6.7.  Todo el equipo de iluminación debe ser ubicado y cubierto de forma tal que, no se confunda con 
ningún dispositivo de asistencia a  la navegación, ni interfiera con la navegación en canales adyacentes, en 
caso de que los hubiera.  
8.8.6.8.  El equipo de seguridad enunciado a continuación debe colocarse en la zona de atraque de la 
embarcación y estar listo para su uso inmediato por el pe rsonal que se encuentra trabajando o cuando esté 
una embarcación atracada:  
I. Salvavidas con cuerdas suficientemente largas;  
II. Manta de protección, y  
III. Chalecos de flotación o trajes de inmersión adecuados para el personal que trabaja en esa área y 
para la temperatura del agua.  
8.8.6.9.  El Buque -tanque debe ser amarrado de una manera segura y efectiva, conforme al estudio de 
amarre correspondiente. El equipo utilizado para sujetar la embarcación al muelle o dársena, como sogas, 
entre otros, debe estar en óptimas condiciones para realizar la sujeción en forma segura.  
8.8.6.10.  El cable para corrientes parásitas debe conectarse a la embarcación antes de realizar la 
conexión a las mangueras y/o brazos de descarga, y permanecer conectado hasta que las mangu eras y 
brazos de descarga sean desconectados.  
8.8.6.11.  Se debe cerciorarse que hay una adecuada conexión eléctrica entre la embarcación y el 
atracadero antes de iniciar las operaciones de trasiego de GLP.  
8.8.6.12.  Los requisitos mínimos siguientes deben ser verificados por el personal antes de dar inicio al 
Trasvase y deben mantenerse durante toda la operación del Trasvase de GLP:  
I. Revisión de la conexión de los brazos de transferencia de GLP desde o hacia un Buque -tanque;  
II. Comprobar que los sistemas  de sensores y alarmas, el SPE y los sistemas de comunicación operan 
correctamente en las áreas de Trasvase para Buque -tanque;  
III. Comprobar que los sistemas de sensores y alarmas, el ESD y los sistemas de comunicación operan 
correctamente en las áreas de  Trasvase para Buque -tanques;  
IV. No debe haber fuentes de ignición, trabajos en caliente y equipo eléctrico no clasificado en las áreas 
de Trasvase durante las maniobras;  
V. El área debe estar señalizada para advertir que se está realizando el Trasvase de  GLP;  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
VI. Prohibir el tránsito de vehículos en el muelle y de embarcaciones dentro de un radio de 30 m del 
cabezal de Trasvase durante esta operación, y  
VII. La señalización de advertencia no debe ser retirada hasta que se termine el Trasvase, se hayan 
desconectado los dispositivos de conexión y se hayan disipado los vapores emitidos;  
8.8.6.13.  El responsable de la operación de Trasvase en la Instalación de Almacenamiento de GLP debe 
confirmar que se ha realizado como mínimo lo siguiente antes de iniciar la  operación:  
I. Registro de las variables de proceso del GLP en los recipientes del Buque -tanque de los cuales se 
vaya a trasvasar hacia o desde la Instalación de Almacenamiento de GLP, para verificar que las 
condiciones son adecuadas para que el Trasvase p ueda ser realizado con seguridad;  
II. Revisión y acuerdos con el responsable del Buque -tanque sobre los aspectos siguientes:  
a) La secuencia de operaciones;  
b) La cantidad de Trasvase;  
c) La responsabilidad, ubicación, tareas y vigilancia asignadas a cada persona que tenga 
participación en el Trasvase;  
d) Los procedimientos de emergencia, y  
e) Los medios de comunicación directa (canales dedicados, entre otros) para mantener un enlace 
entre el personal operativo responsable en el Buque -tanque y en la Instala ción de 
Almacenamiento de GLP durante el Trasvase de GLP.  
8.8.6.14.  Una vez concluida todas las verificaciones anteriores, el personal responsable tanto del  Buque -
tanque como de la Instalación de Almacenamiento de GLP deben notificarse que la instalación respectiva se 
encuentra preparada para iniciar las operaciones de Trasvase.  
8.8.6.15.  Cuando se estén realizando operaciones de trasiego, y se requiera usar equipo portátil eléctrico 
o electrónico a una distancia menor de 30 m de la conexión de Trasvase es te debe ser intrínsecamente 
seguro.  
8.8.6.16.  Al terminar el Trasvase, los brazos de transferencia deben ser drenados y purgados 
completamente.  
8.8.6.17.  Estos procedimientos deben incluir las actividades para determinar la interrupción de las 
operaciones de Trasvase y para la desconexión del Buque -tanque, de acuerdo con las condiciones 
atmosféricas y marítimas establecidas con la Autoridad Marítima Portuaria.  
8.6.7.  Procedimiento para recibo y/o envío de GLP por Monoboya.  
8.6.7.1.  Antes de iniciar las oper aciones de Trasvase, el personal encargado de dichas actividades en el 
Buque -tanque y Monoboya deben inspeccionar los siguientes sistemas, y asegurar que el equipo designado 
para el Trasvase de GLP ha sido probado y se encuentra en condiciones de operación : 
I. Sistema de anclaje y amarradero para Buque -tanques, chalanes o barcazas;  
II. Sistema de alerta audible y visible para casos de emergencia;  
III. Sistema de voz, datos y video conectado a la Instalación marítima;  
IV. Sistema respuesta a emergencia por c ontaminación del agua marina;  
V. Sistema de luces de seguridad para actividades nocturnas;  
VI. Sistema de medición de GLP, en tierra;  
VII. Sistema de paro por emergencia, y  
VIII. Verificar que las mangueras marinas para carga y descarga estén certificadas para GLP por los 
estándares UL 21 y/o UL 569 vigentes o aquellos que los modifiquen o sustituyan, o sus 
equivalentes.  
8.6.8.  Procedimiento para recibo y/o envío de GLP por medios distintos a Ducto.  
8.6.8.1.  El Regulado debe elaborar e implementar los proce dimientos para dar inicio con la recepción y/o 
entrega de GLP por Auto -tanques, Semirremolques y/o Carro -tanques asegurando que dichas actividades 
sean seguras para el personal, llevando a cabo como mínimo las acciones siguientes:  
I. Verificar que el volum en y el tipo de producto que contiene el recipiente del vehículo sean los 
correctos;  
II. Verificar que el recipiente del vehículo a ser llenado no contenga líquido remanente; lo anterior, en 
caso de que no se utilice exclusivamente para GLP;  
III. La mangue ra para el Trasvase no debe quedar con tensión ni por debajo del vehículo;  
IV. Revisar constantemente que el Trasvase se está realizando adecuadamente;  
V. En caso de detectar parámetros fuera de los rangos mínimos establecidos, suspender actividad de 
Trasv ase e informar al responsable operativo;  
VI. En caso de tormenta eléctrica, no iniciar las actividades de Trasvase y en caso de encontrarse en 
proceso, suspender inmediatamente;  
VII. Cuando el clima esté frío, el recipiente del vehículo debe tener presión positiva suficiente para 
realizar la descarga. Si no es así, se deben tener los medios para incrementar la presión del GLP 
dentro de dicho recipiente;  
VIII. Los Carro -tanques que se encuentren en la espuela de Trasvase se deben proteger contra otros 
furgon es o locomotoras en movimiento mediante los dispositivos adecuados, por ejemplo, un 
cambiador de vía temporal cerca del inicio de la espuela, y  
IX. En caso de fugas, suspender actividades y aplicar el procedimiento de emergencia operacional para 
el Trasvas e de GLP correspondiente.  
8.6.9.  Procedimiento para la verificación de las mangueras de Trasvase.  
8.6.9.1.  Antes de iniciar las operaciones de Trasvase de GLP, se debe realizar el procedimiento de 
verificación de las mangueras, este procedimiento debe incl uir como mínimo las siguientes actividades:  
I. Verificar que en caso de existir uniones entre tramos estas sean mediante un dispositivo de 
seguridad (separador mecánico);  
II. Inspeccionar visualmente la manguera cada vez que se use para detectar defectos, daños y/o 
deterioro;  
III. Verificar que la instalación de los conectores herméticos sea correcta para evitar emisiones de 
vapores de GLP, y  
IV. No utilizar mangueras reparadas o dañadas.  
8.6.10.  Procedimiento para el Trasvase de GLP.  
8.6.10.1.  El procedimi ento para llevar a cabo la operación de Trasvase de GLP debe considerar al menos 
los rubros siguientes, según corresponda:  
I. Conectar mangueras, conexión a tierra, operar válvulas para permitir el flujo de GLP, incrementar el 
flujo con la tasa adecuada, o perar válvulas para reducir el flujo, despresurizar conexiones y 
desconectar mangueras;  
II. El área de Trasvase debe estar atendida permanentemente por personal capacitado para dar 
atención o vigilancia de las condiciones en que se realiza la operación de Trasvase, fugas en 
conexiones, mangueras, dispositivos de control, entre otros;  
III. Las instrucciones para realizar el Trasvase de forma segura deben estar colocadas en un lugar 
visible;  
IV. Durante el Trasvase se deben monitorear desde el centro de contr ol las condiciones de presión, 
temperatura y nivel de líquido de los recipientes en operación, tanto del que se llena como del que 
se vacía;  
V. El recipiente se debe llenar de forma que quede espacio para la expansión térmica del líquido sin 
que se produzc a presión excesiva que pudiera causar venteo de vapores, y   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
VI. Se debe conectar la línea de Trasvase de vapor entre los recipientes en operación para evitar que 
se produzca presión excesiva en el recipiente durante el llenado o presión negativa excesiva (v acío) 
en recipiente durante el vaciado.  
8.6.11.  Procedimiento para la extracción de agua en las Instalaciones.  
8.6.11.1.  Se debe contar con procedimientos específicos que cubran situaciones operativas de acuerdo 
con las Instalaciones y los dispositivos que  dispongan para extraer en forma segura el agua que se acumula 
en recipientes y/o tuberías.  
8.6.12.  Procedimiento para la toma de muestras de GLP.  
8.6.12.1.  El procedimiento específico para la toma de muestras de GLP debe considerar al menos los 
aspectos s iguientes:  
I. Emplear tuberías, conexiones y accesorios de materiales y clasificación de presión apropiadas;  
II. Evitar que un recipiente de muestras acumule carga electrostática durante la toma de muestras, 
dicho recipiente debe conectarse eléctricamente a la tubería o las mangueras para toma de 
muestras y estas deben ser eléctricamente conductoras;  
III. Inspeccionar los recipientes de muestras cada vez que se usen para detectar daños que pudieran 
causar fallas, y  
IV. Cuando se requiera la descarga de los recipientes de muestras antes de tomar las muestras, se 
debe evitar que el vapor de GLP afecte al operador y que haya fuentes de ignición en el área.  
8.6.13.  Procedimiento de emergencia operacional.  
8.6.13.1.  El Regulado debe contar con el procedimiento qu e aplicará para llevar a un estado seguro al 
proceso en el menor tiempo posible ante desviaciones en las variables del proceso para evitar fugas de GLP 
en las Instalaciones, que pudiesen causar daños al personal, a la población e instalaciones propias o de  
terceros, considerando al menos los siguientes eventos y los identificados en el Análisis de Riesgo para el 
Sector Hidrocarburos (ARSH).  
I. Llenado excesivo en recipientes indicando los controles como: dispositivos de control de nivel o de 
máximo llenado y los sistemas de válvulas de corte y de aislamiento para detener o desviar 
rápidamente el flujo de GLP, sin causar incrementos de presión en algún otro punto de la Instalación 
de Almacenamiento de GLP;  
II. Presión excesiva estableciendo las causas probabl es, por ejemplo: incremento de la temperatura en 
el recipiente;  
III. Plan de atención a fugas de GLP con las acciones para detener la emisión y dispersar la nube de 
vapor de GLP en el menor tiempo posible para minimizar la exposición del personal, las 
Instalaciones y la comunidad;  
IV. Fugas de GLP en las Instalaciones por las siguientes causas: falla en la bomba de Trasvase; 
formación de hielo que impide el cierre de la válvula durante la extracción de agua del recipiente, 
fugas en bridas o fallas en tuberí as y apertura de la válvula de alivio de presión a un valor menor al 
establecido;  
V. Fugas en los sistemas de Trasvase de GLP, dentro de estos procedimientos se debe incluir entre 
otras las acciones para:  
a) Reducir la presión del recipiente, mediante: ven teo seguro de vapores no condensables, 
enfriamiento por medio de agua de la Envolvente del recipiente, extracción de GLP del 
recipiente;  
b) Realizar operaciones con mayor Riesgo de fugas de GLP en los recipientes de 
Almacenamiento como: trasiego, purgado d e agua, toma de muestras y venteo de no 
condensable, y  
c) Controlar fugas considerando, entre otras, lo siguiente: cerrar las válvulas requeridas para 
aislar la fuga.  
8.6.14. Protocolo de respuesta a emergencias.  
8.6.14.1.  El protocolo de respuesta a emerg encias debe cumplir con lo establecido en las Disposiciones 
Administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos para la elaboración de los protocolos de 
respuesta a emergencias en las actividades del Sector Hidrocarburos.  
8.6.15.  Procedimie nto para el paro y reactivación de las Instalaciones.  
8.6.15.1.  El Regulado debe contar con el procedimiento para realizar un aro ordenado o de emergencia 
para evitar daños a las personas, a los equipos y/o al medio ambiente, este procedimiento debe inclui r como 
mínimo lo siguiente:  
I. Secuencia lógica para vaciar y poner fuera de servicio equipos, áreas o sistemas de la Instalación; 
En caso de que los parámetros de control de proceso se encuentren fuera de sus límites seguros de 
operación, estos deben llev arse a condición segura, y  
II. Secuencia lógica para llenar y poner nuevamente en servicio equipos, áreas o sistemas de la 
Instalación.  
8.6.15.2.  Después de la realización de un paro ordenado o de emergencia y posterior a la resolución de 
las contingencias  que hayan obligado a realizar dicho paro, se debe iniciar la reactivación de las operaciones; 
para ello, el personal operativo debe verificar que todas las condiciones operativas y de seguridad, se 
encuentran en condiciones óptimas de arranque y debe apli car los procedimientos correspondientes para 
iniciar operaciones.  
8.7. Prácticas de trabajo seguro.  
8.7.1.  El manual de operación debe contar con un apartado en el cual se tengan por escrito las prácticas 
de trabajo seguro. Estas prácticas deben formar par te del programa de capacitación a efecto de que sean 
conocidas y aplicadas por el personal operativo en general, y se deben contener la recopilación de 
Recomendaciones del fabricante y buenas prácticas nacionales e internacionales para la ejecución  de 
trabajos rutinarios o esporádicos en operación, verificación, reparación y mantenimiento, que impliquen un 
Riesgo para las operaciones, el personal, las Instalaciones y/o el medio ambiente. Las prácticas de trabajo 
seguro deben incluir procedimientos para:  
I. Autorización de trabajos (sistema de permisos de trabajo);  
II. Intervención de equipos dinámicos o estáticos, sistemas eléctricos y/o electrónicos;  
III. Apertura y cierre de bridas, conexiones de líneas y equipos (con fuentes de energía química, física 
y/o mecánica);  
IV. Trabajos en espacios confinados;  
V. Trabajos en alturas;  
VI. Instalación y uso de barreras de seguridad;  
VII. Etiqueta, candado, despeje y prueba;  
VIII. Uso de equipo de protección personal;  
IX. Armado y desarmado de andamios;  
X. Trabajos de corte y soldadura, e  
XI. Izamiento y maniobras de cargas y/o descarga de materiales y equipo.  
8.8. Bitácora de operación.  
8.8.1.  El Regulado debe llevar una bitácora de operación donde se realice el registro diario de las 
condiciones operativas de las á reas de la Instalación como son: presión, temperatura y flujo; entre otros, el 
reporte de las actividades de operación realizadas en cada área, durante el periodo de vida útil de la 
Instalación de Almacenamiento GLP, así mismo debe incluir el nombre del pe rsonal que realiza  dichos 
registros.  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
8.9. Operación de válvulas.  
8.9.1.  Se debe controlar la operación de las válvulas para aislar el Dispositivo de alivio de presión o de 
vacío con candados o sellos que las mantengan abiertas.  
8.10. Operación de equipo de bombeo.  
8.10.1.  Para la adecuada operación del equipo de bombeo en Instalaciones de Almacenamiento de GLP, 
se debe cumplir como mínimo con lo siguiente:  
I. Disponer de un manual de operación del equipo de bombeo de acuerdo con sus características 
especí ficas y a las mejores prácticas nacionales e internacionales;  
II. Verificar que las bombas continúen debidamente identificadas en campo con el TAG, sentido de 
flujo en las líneas de carga y descarga, así como con su placa de datos;  
III. Verificar que dicho  sistema o equipo esté libre de fugas;  
IV. Implementar condiciones seguras de operación en los lugares confinados, gabinetes y carcasas que 
mitiguen el ruido, vibración excesiva y medidas para reducir condiciones que puedan representar 
fuentes de ignición que en presencia de gas combustible puedan generar un incendio y/o explosión, y  
V. Verificar al menos cada seis meses la alineación de la bomba -motor, para evitar la vibración y fugas 
del equipo.  
8.11. Sistema contra incendio.  
8.11.1.  Este sistema debe ope rar en condiciones óptimas de conformidad con la ingeniería As -Built (Como 
quedó Construido). Como parte del programa de revisión y pruebas a los equipos contra incendio, todos los 
accesorios de la red de agua como son: válvulas, hidrantes, monitores, boqu illas, aspersores, rociadores, 
equipo de bombeo, extintores, deben inspeccionarse y probar su óptimo funcionamiento cada seis meses, y 
dar solución inmediata a aquellos hallazgos por mal funcionamiento o pérdida de contención del agua y/o 
material extintor , además debe cumplir con lo requerido en la Norma Oficial Mexicana NOM -002-STPS -2010.  
8.11.2.  No deben obstruirse los sitios donde estén ubicados los hidrantes, monitores, extintores fijos y 
móviles, además estos accesorios deben conservar sus señalamient os claros y visibles de acuerdo con la 
Norma Oficial Mexicana NOM -026-STPS -2008.  
8.12. Sistema de detección de gas y fuego.  
8.12.1.  Este sistema debe mantenerse funcional y debe monitorear continuamente las áreas específicas 
que presenten Riesgo por concen traciones de GLP, incluyendo los edificios cerrados; alertar y suprimir 
eventos y siniestros causados por fuga de gas y así como la presencia de humo o de llamas en caso de que 
se haya declarado un incendio. Se deben realizar pruebas al sistema de detecció n de gas y fuego al menos 
una vez cada seis meses, comprobando que los detectores de gas inflamable activen la o las alarmas antes 
de que la concentración de gas exceda el 20% del Límite Inferior de Explosividad (LIE) y al 60% del Límite 
Inferior de Explos ividad (LIE) se debe activar el sistema de paro de emergencia (SPE) de las Instalaciones.  
8.13. Sistema de protección catódica.  
8.13.1.  Para el sistema de protección catódica se deben establecer pruebas de rutina como: la medición y 
registro de la demanda de corriente eléctrica de protección, resistencia del circuito, condiciones operativas 
durante las pruebas de la fuente de corriente eléctrica directa y perfiles de potenciales de polarización para 
verificar el comportamiento de este sistema después de su instalación. Lo anterior, con la finalidad de 
identificar fácilmente los valores de sub -protección o sobreprotección en la Instalación protegida, así como 
contar con elementos de juicio técnicos para llevar a cabo pruebas y/o estudios adicionales.  
8.13.2.  El análisis e interpretación de los resultados de las pruebas antes mencionadas se deben efectuar 
de manera integral para efectos comparativos, con el objeto de determinar la tendencia de los parámetros 
monitoreados. Esta información se debe integrar en un  expediente sobre la funcionalidad del sistema.  
8.14. Sistema eléctrico.  
8.14.1.  El Regulado debe establecer e implementar un programa de recorridos al menos una vez al mes a 
las Instalaciones de Almacenamiento de GLP para asegurarse que se mantenga la int egridad de los equipos y 
sistemas siguientes de conformidad con lo establecido en las Normas Oficiales Mexicanas  NOM -001-SEDE -
2012 y NOM -022-STPS -2008:  
I. Equipo eléctrico;  
II. Cableado y sistemas de control críticos;  
III. Puesta a tierra y conexiones;  
IV. Protección contra corrientes parásitas;  
V. Protección contra descargas eléctricas;  
VI. Canalizaciones integras y que los condulets cuenten con sus tapas roscadas;  
VII. Sistema de alumbrado, y  
VIII. Sistema de emergencia.  
8.14.2.  El sistema de iluminación  de las instalaciones debe mantener el nivel de iluminación de acuerdo 
con lo indicado en la Norma Oficial Mexicana NOM -025-STPS -2008, principalmente en las siguientes áreas:  
I. Áreas de interconexión y trasiego;  
II. Válvulas de control;  
III. Recipientes d e Almacenamiento;  
IV. Diverso equipo requerido en la operación, y  
V. Pasillos, área de equipo contra incendios y demás zonas requeridas durante la operación.  
8.14.3.  De acuerdo con las recomendaciones del fabricante se debe comprobar la operación del equip o de 
respaldo de energía eléctrica realizando las pruebas programadas.  
8.15. Sistema de monitoreo y control.  
8.15.1.  Se debe evaluar semestralmente la capacidad de respuesta del sistema de monitoreo y control con 
relación a los Riesgos existentes e identif icar la necesidad de incorporar tecnologías que permitan incrementar 
la efectividad del sistema para tener una operación más segura y efectiva.  
8.16. Vialidades, accesos y estacionamiento.  
8.16.1.  El Regulado debe implementar los procedimientos de segurida d para controlar el acceso e impedir 
la entrada de personas ajenas y vehículos no autorizados a las áreas de las Instalaciones.  
8.16.2.  Para la operación adecuada de Auto -tanques, Semirremolque y/o Carro -tanques en el patio de 
maniobra, áreas de circulació n para la recepción, entrega y zona de estacionamiento, desde el ingreso de 
unidades hasta su salida, se debe cumplir como mínimo con los aspectos siguientes:  
I. Mantener funcionales y despejadas dichas áreas evitando el uso diferente para el cual fueron 
destinadas;  
II. Conservar la señalización con señalamientos claros y visibles en las áreas de circulación incluyendo 
la velocidad máxima permitida, zonas de estacionamiento, apagado de motor, rutas de evacuación, 
puntos de reunión, entre otros, y  
III. La ci rculación de las unidades debe ser en un s olo sentido.  
8.17. Señalización.  
8.17.1.  Todas las tuberías, equipos y componentes, así como las vialidades, rutas y salidas de 
emergencia, entre otros, deben estar debidamente señalizadas, visibles y en buen estad o, cumpliendo con las 
Normas Oficiales Mexicanas NOM -003-SEGOB -2011 y NOM -026-STPS -2008 e inspeccionarse una vez cada 
seis meses.   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
8.17.2.  Para la seguridad de la navegación y de las Instalaciones marítimas con sistema de recepción y 
entrega por medio de m onoboyas, se debe comprobar el funcionamiento de las señales terrestres y marítimas 
diurnas y nocturnas en las instalaciones de la monoboya, tubería y sus alrededores, así como de las áreas de 
recepción y/o entrega de las Instalaciones en muelle.  
8.18. Sis tema de protección ambiental.  
8.18.1.  Para prevenir la contaminación al medio ambiente y con el fin de constatar el correcto 
funcionamiento de las Instalaciones de Almacenamiento de GLP, el Regulado debe establecer planes, 
programas y procedimientos que pe rmitan desarrollar una política y cultura de protección ambiental, de 
conformidad con los reglamentos municipales y/ estatales, los cuales deben ser revisados y evaluados al 
menos una vez al año.  
8.18.2.  Durante la operación de las Instalaciones de Almacen amiento, el Regulado debe mantener el aire, 
suelo, subsuelo, cuerpo de agua y manto acuífero libre de contaminantes a través de:  
I. Inspección de la integridad de las tuberías y equipos;  
II. Capacitación al personal, y  
III. Elaboración de procedimientos de  prevención y control.  
9. MANTENIMIENTO  
9.1. Generalidades.  
9.1.1.  Las inspecciones, pruebas y el mantenimiento de los sistemas, componentes o equipos como: 
bombas, tuberías, válvulas, instrumentos, elementos sensores, estructuras, sistema de protección co ntra 
incendio, entre otros, deben ser realizadas por personal capacitado que demuestre su capacidad, habilidad y 
experiencia para desempeñar las funciones asignadas, de conformidad con las recomendaciones del 
fabricante y de acuerdo con los programas de ma ntenimiento establecidos por el Regulado, desarrollando 
para ello un manual de mantenimiento de las Instalaciones.  
9.2. Permisos de trabajo.  
9.2.1.  Se debe contar con un sistema de permisos de trabajo para todas las actividades de mantenimiento, 
de manera que dichas actividades puedan ser autorizadas para su realización solamente cuando existan las 
condiciones de seguridad para hacerlo, estas actividades deben ser informadas a todos los departamentos 
que tengan alguna relación con dichas actividades para qu e se tengan las precauciones pertinentes.  
9.2.2.  Para tal fin se debe de contar con formatos de permisos de trabajo en los que se incluya entre otros:  
I. Fecha, horario de desarrollo de la actividad;  
II. Nombre del personal que desarrollará la actividad de  mantenimiento y Compañía;  
III. Área y equipos en la cual se desarrollará la actividad de mantenimiento;  
IV. Descripción la actividad de mantenimiento a realizar;  
V. Actividades operativas previas requeridas para realizar la actividad de mantenimiento (ais lamiento, 
venteo, inertizado, etc.);  
VI. Análisis de Seguridad en el Trabajo (AST);  
VII. Equipo de protección personal requerido;  
VIII. Equipo de reacción rápida que se debe tener preparado en el sitio para atender una eventual 
emergencia durante las activ idades de mantenimiento;  
IX. Medidas de seguridad y limitaciones requeridas, incluyendo el control de fuentes de ignición, y  
X. Campos para las firmas tanto del responsable de operación y mantenimiento de la Instalación de 
Almacenamiento de GLP como de con ocimiento por parte del personal que desarrolla la actividad de 
mantenimiento.  
9.3. Trabajo en caliente.  
9.3.1.  Antes de realizar algún trabajo en caliente, se deben aplicar, entre otras, las medidas de seguridad 
siguientes:  
I. Autorización del permiso par a realizar el trabajo en caliente;  
II. Las fuentes de ignición se deben controlar cuando se esté preparando el equipo para realizar 
reparaciones y cuando se abran las bridas para su cegado, despresurización y emisión de vapor;  
III. El recipiente de Almacen amiento de GLP y los equipos se deben aislar de fuentes de vapores y 
Líquidos inflamables y subsecuentemente purgar dichos vapores y líquidos;  
IV. Se debe retirar el equipo que va a ser reparado del área de Almacenamiento o de maniobras  (a 
excepción de eq uipos de gran tamaño como recipientes de Almacenamiento) para reducir los 
Riesgos de ignición de una fuga de GLP imprevista, y  
V. Cuando no sea posible retirar el equipo, se debe suspender el trasiego de GLP y monitorearse 
continuamente la explosividad en el área de trabajo, se deben tomar otras medidas para evitar 
Riesgos de fugas o incendios imprevistos. Dichas medidas pueden incluir aumentar la vigilancia del 
operador, suspender el trasiego de GLP en los recipientes adyacentes y/o aplicar dispositivos de  
detección de vapor y dispositivos de alarma adicionales en el área donde se realizan trabajos a altas 
temperaturas y se encuentran fuentes potenciales de vapor.  
9.3.2.  Sólo personal certificado debe realizar trabajos de soldadura de corte con antorcha o c ualquier otro 
trabajo de reparación a temperaturas elevadas de acuerdo con los procedimientos de la Instalación, se debe 
tener un permiso expedido que cumpla con lo establecido en el código ASME sección IX vigente, equivalente 
o aquel que lo sustituya.  
9.4. Manual de mantenimiento.  
9.4.1.  La Instalación de Almacenamiento de GLP debe contar con un manual de mantenimiento, el cual 
debe encontrarse disponible en un lugar donde pueda ser consultado por el personal que lo requiera, 
actualizarse cuando ocurran ca mbios en las Instalaciones y/o procesos de acuerdo con su administración del 
cambio o al menos una vez al año lo que ocurra primero y aplicarse cuando se realice el mantenimiento a las 
Instalaciones. Este manual debe contener, al menos, lo siguiente:  
I. Especificación del tipo y la periodicidad de la inspección y el mantenimiento predictivo y preventivo 
que se debe realizar a cada tipo de componente, equipo, instrumentos y/o sistemas que conforman 
la Instalación de Almacenamiento de GLP, los cuales deben es tar basados en buenas prácticas 
internacionales, normas, estándares o códigos de referencia nacionales y/o internacionales, así 
como las recomendaciones del fabricante, aplicables para asegurar su funcionamiento;  
II. Prácticas de trabajo seguro para realiz ar los trabajos de inspección y mantenimiento especificados 
en los planes correspondientes;  
III. Procedimientos, instructivos y requisitos para garantizar la seguridad del personal, Instalaciones y 
medio ambiente durante las reparaciones de equipos, compon entes y sistemas de soporte;  
IV. Descripción de la capacitación y habilidades que requiere el personal de mantenimiento;  
V. Instrucciones de trabajo para realizar el mantenimiento predictivo, preventivo, y correctivo a cada 
tipo de componente, equipo, inst rumentos, tuberías, sistemas, entre otros, que conforman la 
Instalación de Almacenamiento de GLP de manera que posterior a su mantenimiento funcionen 
conforme a su intención de Diseño, y  
VI. Formatos de los registros de los trabajos de mantenimiento de las  Instalaciones. Estos formatos de 
registros deben contener campos para ser firmados por el ejecutor y las autoridades competentes 
de la Instalación de Almacenamiento de GLP.  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
9.5. Programa de mantenimiento.  
9.5.1.  La Instalación de Almacenamiento de GLP de be contar con programas de mantenimiento predictivo, 
preventivo y correctivo que comprendan como mínimo lo siguiente:  
I. Equipos que puedan presentar emisiones fugitivas de gas;  
II. Sistema de desfogue (dispositivos de alivio de presión, líneas de conducci ón y desfogue, tanque 
separador, líneas de gas, quemador elevado y/o fosa según corresponda);  
III. Recipientes de Almacenamiento de GLP;  
IV. Válvulas;  
V. Sistema de control básico de proceso, alarmas críticas y sistema instrumentado de seguridad;  
VI. Bomba s y compresores;  
VII. Sistema de tuberías incluyendo conexiones y accesorios;  
VIII. Soporterías y cimentaciones de recipientes, Tanques, equipos y/o tuberías;  
IX. Instalaciones eléctricas;  
X. Sistema contra incendio;  
XI. Sistema de detección de gas y fuego ; 
XII. Sistemas anticorrosión;  
XIII. Dispositivos de alivio de vacío;  
XIV. Drenajes;  
XV. Sistemas de recepción y entrega;  
XVI. Sistemas de comunicación;  
XVII.  Señalizaciones, y  
XVIII.  Vías de acceso, vialidades y rutas de evacuación.  
9.6. Bitácora de inspe cción y mantenimiento.  
9.6.1.  El Regulado debe contar con una bitácora de inspección y mantenimiento donde se considere lo 
siguiente:  
I. La fecha y actividades realizadas a cada componente de la Instalación, para mantener la 
trazabilidad del programa;  
II. Fechas de mantenimiento preventivo, correctivo, razones del mantenimiento correctivo, nombre del 
responsable del mantenimiento, nombre del responsable de inspección;  
III. Notas sobre cambio de partes y partes que deben ser cambiadas para el próximo manteni miento, 
entre otros, y  
IV. Los criterios de aceptación o rechazo para continuar la operación.  
9.6.2.  Los registros de cada prueba, estudio o inspección requeridos por este Proyecto de Norma Oficial 
Mexicana deben estar firmados por el ejecutor, el jefe del  área y avalado por la máxima autoridad de la 
Instalación y deben mantenerse durante un periodo no menor de cinco años.  
9.6.3.  El Regulado debe mantener la bitácora de inspección y mantenimiento de la Instalación de 
Almacenamiento de GLP por un periodo no menor de cinco años, así como el reporte de las actividades  de 
mantenimiento realizadas en cada componente de la Instalación, incluyendo los registros en donde se 
especifique que un componente es retirado o puesto en servicio.  
9.7. Administración del mant enimiento.  
9.7.1.  La Instalación de Almacenamiento de GLP debe contar con un sistema computarizado para la 
administración del mantenimiento. Los programas de cómputo, los componentes y equipos de este sistema 
deben recibir mantenimiento y actualizaciones p ara conservarse en buena condición.  
9.8. Sistemas de recepción y/o entrega.  
9.8.1.  Las tuberías, conexiones, brazos de carga y/o descarga, mangueras, instrumentación, válvulas, 
filtros y bombas, deben cumplir con un programa de verificación, pruebas y mant enimiento para que operen 
en forma segura, este programa debe incluir al menos lo siguiente:  
I. Someter al menos una vez al año, a revisión y pruebas los brazos de carga y/o descarga, 
mangueras, y dependiendo del resultado de estas, sustituirlas cuando se encuentren deterioradas o 
conforme a la vida útil recomendada por el fabricante, lo que ocurra primero;  
II. Las mangueras y brazos de carga y/o descarga, deben mantener una identificación con datos de 
revisión, prueba y fecha de próxima revisión;  
III. Las mangueras deben probarse hidrostáticamente por lo menos una vez cada año o cuando se 
detecten defectos, daños o deterioro;  
IV. Inspeccionar al menos una vez cada seis meses que los conectores herméticos de las mangueras 
se encuentren en buen estado para ev itar emisiones de vapores de GLP;  
V. Las bombas deben ser inspeccionadas, probadas al menos una vez al año y se les deben realizar 
mediciones de parámetros en función de las recomendaciones del fabricante;  
VI. Se deben calibrar los sistemas de medición con forme a las disposiciones administrativas de carácter 
general en materia de medición aplicables a la actividad de Almacenamiento de petróleo, 
petrolíferos y petroquímicos o con la Norma Oficial Mexicana aplicable o aquella que la sustituya;  
VII. Someter a revisión y pruebas las válvulas de compuerta, control de retroceso (válvula check o de 
retención), de control, de venteo y alivio de presión, entre otros;  
VIII. En caso de que las instalaciones cuenten con monoboyas para el Trasvase de GLP desde Buque -
tanque, se debe verificar el funcionamiento y la debida utilización de las señales marítimas, y  
IX. En el caso de que se tengan sistemas de recepción y/o entrega por medio de ductos enterrados se 
debe inspeccionar la integridad del ducto y el adecuado funciona miento de los sistemas 
anticorrosión (protección catódica y/o recubrimientos).  
9.9. Sistema de Almacenamiento.  
9.9.1.  Para mantener la integridad mecánica de los recipientes, se debe realizar lo siguiente:  
I. Los recipientes deben retirarse de operación pa ra realizarles el mantenimiento, verificación, pruebas 
de hermeticidad y de integridad mecánica (medición de espesores, radiografiado, entre otros) que 
requieran de acuerdo con el programa de mantenimiento de la Instalación y deben ser acordes a 
buenas prá cticas de ingeniería, estándares o códigos de referencia nacionales y/o internacionales y 
con las Recomendaciones del fabricante.  
II. La inspección, pruebas y mantenimiento realizados a los recipientes deben quedar documentados 
en el expediente de integrid ad mecánica correspondiente;  
III. Las cimentaciones y los soportes de las Instalaciones deben inspeccionarse de conformidad con los 
programas de mantenimiento correspondientes, mismos que deben estar acordes con lo establecido 
en buenas prácticas de ingeni ería, estándares o códigos de referencia nacionales y/o 
internacionales para verificar que no tengan cambios que pudieran poner en Riesgo la Instalación;  
IV. Dar mantenimiento preventivo y probar periódicamente los instrumentos de monitoreo y control de 
los recipientes;  
V. Las válvulas para aislar instrumentos y dispositivos de seguridad de los recipientes deben 
mantenerse en óptimas condiciones operativas para que sea posible realizar el mantenimiento 
preventivo y reparaciones sin sacarlos de servicio;  
9.9.2. Si tiene lugar un evento geofísico o meteorológico potencialmente dañino, se debe realizar lo 
siguiente:  
I. Suspender la operación de la Instalación de Almacenamiento de GLP de manera inmediata de 
forma segura;   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
II. Determinar la naturaleza y alcance de  los daños causados por el evento, y  
III. Verificar que está restablecida la seguridad de la operación antes de volver a poner en servicio la 
Instalación de Almacenamiento de GLP.  
9.9.3.  Se debe revisar en forma periódica, el asentamiento de los cimientos del recipiente durante la vida 
de la Instalación.  
9.9.4.  Durante la operación se debe revisar los asentamientos de la cimentación del recipiente cada 3 
años y cuando ocurra evento sísmico (terremoto). Todo asentamiento mayor que el previsto en el Diseño de  
los cimientos se debe investigar con el objeto de tomar las acciones correctivas necesarias.  
9.9.5.  Se deben programar las correcciones o reparaciones necesarias resultantes de las inspecciones 
realizadas en los tiempos que sean estimados con base en eval uaciones de Riesgo, mejores prácticas, 
códigos y/o estándares reconocidos o manuales de fabricantes, con el fin de asegurar la integridad  del 
recipiente.  
9.10. Sistemas de tuberías, componentes y equipos.  
9.10.1.  Las actividades de mantenimiento a sistema s de tuberías, componentes y equipos deben ser 
realizadas por personal capacitado y/o certificado (según aplique), que demuestre habilidad y experiencia para 
efectuar las distintas operaciones de mantenimiento, observando lo siguiente:  
I. Realizar el progr ama y los procedimientos de mantenimiento preventivo para evitar fugas de GLP en 
las Instalaciones;  
II. Verificar que el sistema, componente o equipo haya recibido mantenimiento de conformidad con el 
manual correspondiente y de acuerdo con las Recomendacio nes del fabricante;  
III. Las cimentaciones y los sistemas de soporte de las Instalaciones deben inspeccionarse de 
conformidad con los programas de mantenimiento correspondientes para verificar que no tengan 
cambios que pudieran poner en Riesgo la Instalaci ón; 
IV. Cuando un dispositivo de seguridad sea puesto fuera de servicio para darle mantenimiento, el 
componente para el cual sirve dicho dispositivo también debe ser puesto fuera de servicio, a menos 
que la misma función de seguridad sea proporcionada por un medio alterno;  
V. Si un componente es puesto fuera de servicio y puede causar una condición insegura, dicho 
componente debe tener un letrero de advertencia "No Operar ", y de ser posible candadearlo en el 
lugar donde se controla su operación;  
VI. Los cam bios en el programa de mantenimiento de los equipos de seguridad deben estar justificados 
técnicamente y quedar documentados;  
VII. Se deben bloquear o fijar en posición abierta las válvulas para el aislamiento de dispositivos de 
alivio de presión o vacío;  
VIII. Las válvulas accionadas manualmente, sólo podrán ser manipuladas por personal autorizado, y  
IX. De acuerdo con el procedimiento de la Instalación se debe proceder al cierre de válvulas en base  al 
mismo.  
9.11. Válvulas.  
9.11.1.  Las válvulas de alivio de presión o de vacío, válvulas de cierre de emergencia, válvulas de no 
retroceso, sistema de retorno de vapores y otros equipos para prevenir o controlar la emisión de GLP, deben 
inspeccionarse, probarse y darles servicio de mantenimiento de acuerdo con l os manuales del fabricante o al 
menos cada cinco años, lo que ocurra primero.  
9.11.2.  La frecuencia para realizar las pruebas y el servicio de mantenimiento dependerá del tipo de 
dispositivo o sistema, del Riesgo asociado a la falla o mal funcionamiento, a sí como de su historial  de 
funcionamiento.  
9.11.3.  Se debe elaborar una bitácora de mantenimiento de válvulas que contenga datos generales, 
fechas de mantenimiento preventivo, correctivo, razones del mantenimiento correctivo, nombre del 
responsable del ma ntenimiento, nombre del responsable de inspección, notas sobre cambio de partes, notas 
sobre partes que deben ser cambiadas para el próximo mantenimiento, entre otros. Esta bitácora debe 
contener los reportes de inspección realizados a las válvulas, los cu ales deben incluir como mínimo los 
siguientes datos: fecha de inspección visual en operación, nombre del inspector y notas de lo observado 
durante la inspección.  
9.11.4.  Se debe contar con un procedimiento para asegurarse que una vez que se les haya dado e l 
mantenimiento, las válvulas de aislamiento permanezcan abiertas durante la operación. Esto se puede hacer, 
entre otros, mediante dispositivos de bloqueo, listas de verificación y procedimiento de etiquetado.  
9.11.5.  Posterior a la calibración de las válv ulas, estas se deben identificar con una placa o etiqueta que 
contenga los datos de la calibración como: fecha de calibración, nombre de inspector (Compañía), fecha de 
próxima calibración y datos de calibración.  
9.12. Reparación de equipo.  
9.12.1.  Los reci pientes, tanques, tuberías y equipos que sean reparados, deben mantener el cumplimiento 
con la norma, código o estándar aplicable bajo el cual fueron diseñados.  
9.13. Quemadores (cuando aplique).  
9.13.1.  El quemador elevado o de fosa debe operar conforme a  las especificaciones de Diseño e 
inspeccionarse al menos una vez al año.  
9.14. Drenajes.  
9.14.1.  Las Instalaciones de Almacenamiento de GLP deben contar con un programa de mantenimiento 
anual para los drenajes, en el cual se deben realizar inspecciones vi suales, pruebas de hermeticidad de lozas 
en piso y el sellado de juntas en el paso de tuberías, atendiendo las anomalías detectadas para evitar 
contaminación al suelo. Se debe tener el registro de cumplimiento del programa.  
9.15. Sistema contra incendio.  
9.15.1.  El mantenimiento de este sistema debe ser a intervalos regulares que no excedan 6 meses, 
considerando el código NFPA 25 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente, así como los 
siguientes criterios:  
I. La inspección de los equipo s que forman parte del sistema contra incendio debe programarse de 
manera que los que sean puestos fuera de servicio sean los mínimos en forma simultánea, y que 
dichos equipos se vuelvan a poner en servicio en el menor tiempo posible;  
II. El programa de ma ntenimiento debe incluir todos los equipos del sistema, por ejemplo: bombas, 
mangueras, rociadores, monitores, sistema de espuma, extinguidores portátiles, etc.;  
III. Revisión ocular a tuberías, accesorios y mangueras del sistema contra incendio para preve nir y 
evitar fugas de agua;  
IV. Cuando un componente o subsistema es ajustado, reparado, reacondicionado o reemplazado, debe 
ser probado conforme a la prueba de aceptación original, y  
V. Para el mantenimiento de los extintores se debe cumplir con la Norma Oficial Mexicana  NOM -154-
SCFI -2005 y/o el código NFPA 10 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente.  
9.16. Protección retardante al fuego.  
9.16.1.  Para las superficies con protección retardante al fuego se debe revisar que esta protecc ión no se 
haya aflojado o dañado por la corrosión subyacente, y en caso de encontrar anomalías se deben atender de 
acuerdo con lo siguiente:  
I. Reparar las aberturas y grietas que puedan ocasionar que la humedad penetre y llegue a la 
superficie del metal p rotegido para disminuir el Riesgo de falla estructural por corrosión oculta  o por 
fuego;  
II. Proteger el borde superior de superficies verticales a prueba de fuego para evitar que penetre el 
agua entre la capa resistente al fuego y el material, estructura o elemento protegido, por ejemplo, en 
las columnas que sirven de soporte estructural para recipientes, y  
III. Realizar las reparaciones adecuadas de las áreas donde existe corrosión subyacente. En este 
supuesto, se debe retirar la capa resistente al fuego y reparar el material, estructura o elemento, 
aplicar nuevamente recubrimiento anticorrosivo y la protección a retardante al fuego.  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
9.17. Sistema de detección de gas y fuego.  
9.17.1.  Este sistema debe contar con un programa de verificación, pruebas y mant enimiento; para que 
opere en forma segura, este programa debe estar basado en los manuales y métodos de mantenimiento 
recomendados por el fabricante de los detectores y alarmas y/o de acuerdo con el estándar IEC60079 parte 
29-2 vigente, equivalente o aquel  que lo sustituya, los manuales deben incluir como mínimo los siguientes 
aspectos:  
I. Procedimientos para mantenimiento del sistema y los diagramas electrónicos del sistema;  
II. Instrucciones completas y explícitas para probar y verificar los componentes r eemplazables del 
sistema, e  
III. Instrucciones del fabricante para realizar la limpieza, reparación o reemplazo de los componentes.  
9.17.2.  El Regulado debe dar cumplimiento al programa de verificación, pruebas y mantenimiento del 
sistema de detección de g as y fuego.  
9.17.3.  La recalibración de los detectores con gas debe ser probado conforme a la prueba de aceptación 
original.  
9.17.4.  Se debe contar con evidencia de haber realizado una prueba de calibración completa antes de 
regresar al servicio y después de corregir cualquier operación defectuosa (reparar o reemplazar en estricta 
conformidad con manuales y métodos de mantenimiento del fabricante).  
9.18. Control de corrosión.  
9.18.1.  Los procedimientos de mantenimiento deben incluir la metodología para la a plicación, manejo e 
inspección del recubrimiento anticorrosivo. Estos recubrimientos deben ser inspeccionados antes, durante y 
después de su instalación para detectar imperfecciones o fallas.  
9.18.2.  Se deben realizar inspecciones al menos una vez al año o  de acuerdo con el programa establecido 
por el Regulado de las Instalaciones y/o Recomendaciones del fabricante, lo que ocurra primero, del 
recubrimiento de los equipos estáticos y dinámicos que se encuentren expuestos a la corrosión.  
9.18.3.  Cuando el rec ubrimiento anticorrosivo se encuentre evidentemente deteriorado debe ser 
reemplazado y/o reparado, y ser de las mismas características al original.  
9.18.4.  Para el control de la corrosión en las Instalaciones, componentes, y conservación de la integridad 
mecánica, se debe cumplir como mínimo con lo siguiente:  
I. Las Instalaciones superficiales que estén expuestas a la atmósfera deben estar protegidas con 
recubrimientos anticorrosivo en buen estado para prevenir la corrosión, lo cual se debe asegurar 
mediant e el programa de inspección y mantenimiento.  
II. Programar la verificación visual de conexiones con juntas aislantes en las conexiones bridadas de 
las tuberías que las requieran, de recipientes y de componentes (por ejemplo: empaques, tornillería) 
y su nip lería;  
III. Inspeccionar visualmente los aislamientos entre las tuberías y la soportería, aislamientos entre los 
recipientes y su soportería, y  
IV. Cuando en las instalaciones se presente un alto nivel de corrosión en alguno de sus componentes, 
se debe de sustituir el elemento dañado por uno en buen estado.  
9.19. Sistema de protección catódica.  
9.19.1.  Para mantener adecuadamente las estructuras, equipos y tuberías que cuentan con sistemas de 
protección catódica, se debe dar cumplimiento al programa para la  inspección y mantenimiento de los 
elementos que conforman dicho sistema, cumpliendo con lo establecido en buenas prácticas de ingeniería, 
estándares o códigos de referencia nacionales y/o internacionales, documentando los registros de las 
condiciones de o peración, así como cualquier ajuste operacional en el voltaje y/o corriente eléctrica de salida.  
9.20. Sistema eléctrico.  
9.20.1.  El mantenimiento de las instalaciones eléctricas y del sistema de iluminación debe ser realizado 
por lo menos cada seis meses,  dando cumplimiento con lo establecido en las Normas Oficiales Mexicanas 
NOM -029-STPS -2011 y NOM -001-SEDE -2012 y se debe documentar como mínimo lo siguiente:  
I. Registros del mantenimiento llevados a cabo en las Instalaciones eléctricas;  
II. Programa de tr abajo para las actividades de mantenimiento de las Instalaciones eléctricas;  
III. Cuadro general de cargas instaladas por circuito, el cual debe estar disponible para el personal que 
realice el mantenimiento;  
IV. Procedimientos de seguridad para las activi dades de mantenimiento que contengan; la selección y 
uso de protección personal específico, maquinaria, herramientas e implementos de protección 
aislante, y la colocación del sistema de puesta a tierra temporal, y  
V. Permisos de trabajo para realizar activ idades de mantenimiento de las Instalaciones eléctricas ya 
sea en altura, espacios confinados o subestaciones, entre otros.  
9.20.2.  Sistema de tierras, pararrayos/apartarrayos.  
9.20.2.1.  Durante el mantenimiento al sistema de tierras, pararrayos y/o aparta rrayos, se debe comprobar 
la medición, pruebas y verificación de la red de tierras, conexiones y pozos de tierra; así como realizar las 
actividades siguientes y dar cumplimiento a la Norma Oficial Mexicana NOM -022-STPS -2015.  
I. Verificar y controlar los va lores de impedancia totales de la Instalación;  
II. Tomar el valor de resistencia óhmica de tierra en la Instalación, para asegurar que sea lo más baja 
posible;  
III. Revisión y reparación de los defectos después de haber recibido una descarga eléctrica, par a 
asegurar la continuidad eléctrica en los puntos de puesta a tierra;  
IV. Comprobar mediante inspección visual el estado frente a la corrosión de todas las conexiones de la 
línea principal y derivadas de tierra, así como la continuidad de las líneas, y rep arar los defectos 
encontrados, y  
V. Llevar una bitácora con los registros del cumplimiento al programa establecido por el Regulado de 
las Instalaciones.  
9.21. Sistema de monitoreo y control.  
9.21.1.  Los manuales de mantenimiento deben incluir el mantenimie nto preventivo y correctivo de los 
sistemas de monitoreo y control (sistema de control básico de proceso, sistema de alarmas críticas, sistema 
de paro de emergencia y/o sistema instrumentado de seguridad) y procedimientos para la recalibración y 
detección de fallas de los controles de instrumentos.  
9.21.2.  En las actividades de mantenimiento a los sistemas de monitoreo y control se debe verificar que se 
cumple como mínimo con lo siguiente:  
I. Inspeccionar los dispositivos de paro de emergencia al menos una vez al año o de acuerdo con las 
recomendaciones del fabricante, lo que suceda primero;  
II. Los sistemas de control que normalmente están en operación deben inspeccionarse y probarse una 
vez cada año calendario o de acuerdo con la periodicidad que indique e l fabricante, lo que suceda 
primero;  
III. Los sistemas de control que sean utilizados por temporadas deben inspeccionarse y probarse cada 
temporada antes de entrar en operación;  
IV. Cuando un componente esté protegido por un dispositivo de seguridad único y éste sea desactivado 
para mantenimiento o reparación, el componente debe ponerse fuera de servicio, a menos que se 
implementen medidas de seguridad alternas, mismas que deberán estar establecidas en el manual 
de operación y mantenimiento, y   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
V. Cuando un sistema de control ha estado fuera de servicio por 30 días o más, antes de que se vuelva 
a poner en operación debe revisarse y comprobar la operación de dicho sistema.  
9.22. Sistemas instrumentados de seguridad.  
9.22.1.  Para garantizar que el nivel de inte gridad de seguridad requerido de cada función instrumentada de 
seguridad se mantenga, se deben definir e integrarse en el programa de mantenimiento de las Instalaciones 
de Almacenamiento de GLP, los requisitos y procedimientos para el funcionamiento y mant enimiento del 
sistema instrumentado de seguridad de las Instalaciones, de tal manera que se mantenga la seguridad 
funcional establecida en el Diseño.  
9.22.2.  Los procedimientos de operación y mantenimiento deben definir las operaciones rutinarias que han 
de llevarse a cabo para mantener la seguridad funcional del sistema instrumentado de seguridad.  
9.23. Vialidades, accesos y estacionamientos.  
9.23.1.  Dentro del programa de mantenimiento de las Instalaciones de Almacenamiento de GLP se debe 
realizar lo sigu iente:  
I. Conservar adecuadamente las vialidades, accesos y estacionamiento de las Instalaciones;  
II. Las áreas de recepción, Almacenamiento y entrega deben mantenerse libres de maleza, basura u 
otros materiales combustibles, y  
III. Las vías de acceso esta blecidas para los vehículos de control de incendios y movimiento del 
personal deben mantenerse libres de obstrucciones para permitir la evacuación ordenada y fácil 
acceso para el combate de incendios.  
9.24. Señalización.  
9.24.1.  Toda la señalización de las  tuberías, equipos y componentes, así como vialidades, rutas y salidas 
de emergencia, entre otras, deben mantenerse visibles y en buen estado, dando cumplimento a la Normas 
Oficiales Mexicanas NOM -003-SEGOB -2011 y NOM -026-STPS -2008. Debiendo incluir en el programa de 
mantenimiento de la Instalación de Almacenamiento de GLP estas actividades.  
9.24.2.  Las Instalaciones de Almacenamiento de GLP con sistema de recepción y entrega por medio de 
monoboyas y/o muelle, deben asegurar el funcionamiento de las señales  terrestres y marítimas diurnas y 
nocturnas en las Instalaciones de la monoboya, tubería y sus alrededores.  
9.25. Sistema de protección ambiental.  
9.25.1.  Durante la vida útil de las Instalaciones de Almacenamiento de GLP se debe mantener el suelo, 
subsuel o y mantos acuíferos libres de contaminantes, a través de la integridad mecánica y estructural de 
equipos tales como: recipientes, tuberías, equipos de bombeo, entre otros, evitando con ello la pérdida de 
contención por fugas y derrames.  
9.25.2.  La Instala ción de Almacenamiento de GLP con sistema de recepción y/o entrega por medio de 
monoboyas y/o muelle, debe asegurase que los Buque -tanques cuentan con el sistema de recepción y 
tratamiento de agua de lastre en buenas condiciones para dar cumplimiento a lo establecido en el convenio 
MARPOL 73/78 vigente o aquel que lo modifique o sustituya, o su equivalente.  
9.26. Dictamen de Operación y Mantenimiento.  
9.26.1.  El Regulado debe obtener de forma anual, un Dictamen de Operación y Mantenimiento por parte 
de una Unidad de Inspección acreditada por una Entidad de Acreditación y Aprobada por la Agencia en el que 
conste el cumplimiento de los requisitos establecidos en el presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana para 
estas etapas.  
9.26.2.  El Dictamen se debe obten er tres meses después de haber cumplido cada año de operación.  El 
Regulado debe mantener disponible en sus Instalaciones el o los Dictamen (es) de Operación y 
Mantenimiento y su reporte técnico para cuando la Agencia lo requiera.  
10. PROCEDIMIENTO DE EVAL UACIÓN DE LA CONFORMIDAD.  
10.1. Generalidades.  
10.1.1.  La evaluación de la conformidad del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana  PROY -NOM -
017-ASEA -2023, se debe llevar a cabo mediante la revisión documental y/o física a las Instalaciones de 
Almacena miento de GLP para las etapas de Diseño, Pre -Arranque, Operación y Mantenimiento, y la debe 
realizar una Unidad de Inspección acreditada por una entidad de acreditación y aprobada por la Agencia.  
10.1.2.  Los resultados de la evaluación de la conformidad de ben hacerse constar en un Dictamen 
soportado por un reporte técnico, de acuerdo con la etapa en que se encuentre la Instalación de 
Almacenamiento de GLP, conforme a lo establecido en la Tabla 13.  
10.1.3.  El Regulado debe mantener disponible en sus Instalac iones el Dictamen y su reporte técnico 
correspondiente para cuando la Agencia lo requiera y debe contener, al menos, la información siguiente:  
I. Acta circunstanciada generada de acuerdo con la etapa, incluyendo la inspección documental y la 
inspección fís ica, cuando aplique;  
II. Evidencias objetivas de las evaluaciones, mediciones, pruebas y otros medios que hayan sido 
aplicados para realizar la inspección;  
III. No conformidades y observaciones indicando la disposición final de las mismas;  
IV. Normas, méto dos y procedimientos aplicados para inspecciones y pruebas, así como los 
instrumentos, equipos y dispositivos utilizados en su aplicación;  
V. Resultados obtenidos de las mediciones realizadas, y  
VI. Observaciones y comentarios sobre las características que  no se evalúan por medición.  
Tabla 13. Procedimiento de Evaluación de la Conformidad  
  
Etapa  Capítulo o 
Numeral a 
Verificar  Periodicidad de 
Verificación  Vigencia  Tipo de 
Verificación  Tercero 
Aprobado  Documento 
Emitido  
Diseño  5 Inicial y cada vez que se 
modifiquen las 
instalaciones.  Durante el ciclo de 
vida de la instalación, 
siempre y cuando no 
se modifiquen las 
condiciones iniciales 
del Diseño  Documental  Unidad de 
Inspección  Dictamen  
Pre-Arranque  6 y 7  Al inicio y reinicio(s) de 
operaciones en los 
casos que se señalan en 
el numeral 7 del 
Presente Proyecto de 
Norma Oficial Mexicana  Durante el ciclo de 
vida de la instalación, 
y en lo que se señala 
en el numeral 7 del 
Presente Proyecto de 
Norma Oficial 
Mexicana  Documental y  
física  Unidad de 
Inspección  Dictam en 
Operación y 
Mantenimiento  8 y 9  Anual (en los primeros 
tres meses posteriores 
de cada año de 
operación cumplido)  Anual  Documental y  
física  Unidad de 
Inspección  Dictamen  
 
11. GRADO DE CONCORDANCIA CON NORMAS NACIONALES E INTERNACIONALES  
11.1.  A la fech a de expedición del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana no tiene Concordancia 
con ninguna Norma Nacional e Internacional.  
12. VIGILANCIA DE LA NORMA  
12.1.  La vigilancia del cumplimiento del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana corresponde a la 
Agencia.  Miércoles 21 de junio de 2023  DIARIO OFICIAL   
TRANSITORIOS  
PRIMERO. El presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana entrará en vigor a los 180 días naturales, 
posteriores a su publicación en el Diario Oficial de la Federación.  
SEGUNDO. A partir de la entrada en vigor del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana se cancela y 
sustituye la Norma Oficial Mexicana NOM -015-SECRE -2013, Diseño, construcción, seguridad, operación y 
mantenimiento de sistemas de almacenamiento de gas licuado de petróleo mediante planta de depósito o 
planta de sumin istro que se encuentran directamente vinculados a los sistemas de transporte o distribución 
por ducto de gas licuado de petróleo, o que forman parte integral de las terminales terrestres o marítimas de 
importación de dicho producto, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 12 de diciembre de 2013.  
TERCERO. Los Regulados que a la entrada en vigor del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana se 
encuentren en etapa de Construcción y Operación, no les será aplicable lo dispuesto en los numerales  5. 
DISEÑO y 6. CONSTRUCCIÓN, hasta en tanto no haya una modificación al Diseño, y les serán exigibles las 
normas y estándares de Diseño y Construcción que hubieren sido aplicables en dichas etapas.  
CUARTO.  Los dictámenes de cumplimiento emitidos bajo la Norm a Oficial Mexicana  NOM -015-SECRE -
2013, que hayan sido emitidos con anterioridad a la fecha de entrada en vigor del presente Proyecto de 
Norma Oficial Mexicana, serán reconocidos por la Agencia hasta el término de su vigencia.  
QUINTO.  Las Instalaciones de A lmacenamiento de GLP, que se encuentren operando, contarán con un 
plazo de 180 días naturales a partir de la entrada en vigor del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana 
PROY -NOM -017-ASEA -2023, para dar cumplimiento con lo previsto en los numerales 8. OPERACIÓN  y 9. 
MANTENIMIENTO, según corresponda.  
Anexo 1. Formato para especificación de Escenarios de Riesgo  
  
I.DATOS GENERALES  
Elaboró:   Fecha   Software de Simulación   
Proyecto:   
II.DATOS DEL ESCENARIO  
Clave   Tipo de Caso  Región de Riesgo del Caso a lterno  
Descripción   Peor 
Caso  Caso Más 
Probable  Caso Alterno  No 
Tolerable  ALARP  Tolerable  
      
Modelo(s) empleado(s) en la Simulación  
Dardo de 
fuego  
(Jet fire)  BLEVE/ Bola de 
fuego (Fire ball)  Charco de fuego  
(Pool fire)  Flamazo de 
nube de 
vapor 
(Flash fire)  Explosión de nube de vapor  
Explosión física de 
Recipiente a presión  Nube 
tóxica  Confinada 
(CVCE)  No 
confinada  
(UVCE)  
        
III.SUSTANCIA(S) INVOLUCRADA(S)  
Nombre de la sustancia   
Composición  Propiedades  
Nombre del 
componente  % mol.  % 
peso  % 
vol. LFL 
% UFL 
% LSI LII LII 
% Densidad  
(kg/L o 
kg/m 3) Presión de vapor  
(kg/cm 2, psi, pascales, bares)  
           
           
IV.CONDICIONES DE CONFINAMIENTO Y CARACTERÍSTICAS DE LIBERACIÓN  
Tipo de recipiente   
Horizontal  Esférico  Tubería  Otro 
(especifique)   
     
Altura 
(m) Diámetro  
(m) Diámetro  
(m) Longitud  
(m) Diámetro  
(m o in).)  Dimensiones   
       
Condiciones de operación  Estado Físico  
Presión  
(kg/cm 2, psia, Pa, bar)  Temperatura (°C o K)  Flujo en caso de tubería  
(m3/h o L/h) Cond.  
Están dar o Normal   Líquido  Vapor  Líquido/  
Vapor  
   En el Recipiente     
   En el punto de 
fuga    
Tipo de Fuga  Tipo de superficie sobre la que se encuentra el recipiente:  
Orificio en 
cuerpo o 
tubería  Falla 
catastrófica 
(rotura total)  Liberación 
en Válvula 
de alivio  Cizalla de 
tubería  Otro 
(especifique
) Tierra seca  Tierra 
húmeda  Concreto  Otro 
(especifique)  
 
         
Características Orificio de fuga  Punto de fuga  Dique  
Diámetro  
(cm o in)  Área  
(cm2 o in2) Coef. de pérdida del 
orificio  Elevación del punto de 
liberación (m)  Altura hidráulica (m)  Área del dique (m 2) 
      
Dirección de la fuga  Tipo de liberación  
Vertical  Horizontal  Hacia abajo  Golpea 
contra  Inclinada  Grados  Continua  Masiva  
        
Tiempo estimado de liberación (desde que se presenta la 
fuga h asta que deja de emitir debido a una acción de control 
o bien al agotamiento del inventario) (s)  Inventario fugado (kg)  Tasa de liberación (kg/s)  
   
V.CONDICIONES ATMOSFÉRICAS Y TIPO DE SUELO  
Estabilidad atmosférica   
Temperatura atmosférica (°C o K)   
Presión atmosférica (mm Hg)   
Porcentaje de humedad relativa   
Direcciones dominantes del viento   
Tipo de suelo (rugosidad empleada)   
UVCE: Por sus siglas en inglés Explosión de Nube de vapor No confinada (Unconfinated Vapor Cloud Explosion)  
CVCE: Por s us siglas en inglés Explosión de Nube de vapor confinada (Confinated Vapor Cloud Explosion)  
Explosión física de recipiente a presión: Falla catastrófica de un recipiente, sometido a una presión interna superior a su 
resistencia.  
BLEVE: Por sus siglas en in glés explosión de vapores que se expanden al hervir el líquido (Boiling liquid expanding 
vapour explosión.  
Apéndice A Normativo  
Odorización de Gas Licuado de Petróleo (GLP)  
A.1. Definiciones.  
Para efectos de aplicación de este Apéndice Normativo se estable cen las definiciones siguientes:  
A.1.1.  Límite inferior de inflamabilidad (LII):  Valor inferior de la concentración de GLP disperso en el 
aire, debajo del cual no se presenta una mezcla explosiva.  
A.1.2. Límite superior de inflamabilidad (LSI):  Valor super ior de la concentración de GLP disperso en el 
aire, arriba del cual no se presenta una mezcla explosiva.  
A.1.3.  Mercaptanos:  Compuestos orgánicos sulfurados de olor característico desagradable, tóxico e 
irritante en altas concentraciones. También conocidos  como Tioles.  
A.1.4.  Odorización:  Proceso mediante el cual se le aplica un Odorizante a una sustancia inodora para 
advertir su presencia.  
A.1.5.  Odorizante: Sustancia química compuesta por mercaptanos que se añade a gases esencialmente 
inodoros para advert ir su presencia.  
A.1.6.  Presión de vapor:  Presión característica a una determinada temperatura del vapor de una 
sustancia en equilibrio con su fase líquida.  
A.2. Criterio de aplicación.  
A.2.1  Cuando la Instalación de Almacenamiento no reciba el GLP Odoriza do, entregue GLP por medio de 
Ducto y/o se realicen operaciones de Trasvase a Auto -tanques, Semirremolques, Carro -tanques y/o  Buque -
tanques, el Regulado debe contar con un sistema de Odorización que cumpla con lo establecido en el 
presente Apéndice Normati vo. 
A.3. Odorizante.  
A.3.1. La especificación del Odorizante debe cumplir, como mínimo, con los requisitos siguientes:   DIARIO OFICIAL  Miércoles 21 de junio de 2023  
I. Contar con un grado de pureza que permita ser detectado por el olfato cuando la concentración en 
aire alcance una quinta parte del Lím ite inferior de inflamabilidad del GLP;  
II. Ser compatible con los materiales de los equipos para la Odorización del GLP;  
III. Ser estable física y químicamente para asegurar su presencia como vapor dentro de la corriente  de 
GLP;  
IV. No ser tóxico ni noci vo para las personas y equipos en la concentración requerida;  
V. Contar con un grado de penetrabilidad que permita detectar las fugas de GLP, con la finalidad de 
prevenir al personal operativo de la Instalación y a la población del área circundante al peli gro; 
VI. Tener una solubilidad en agua menor a 2.5% en masa;  
VII. Contar con un olor que proporcione al GLP el aroma característico y persistente;  
VIII. Ser manejable para facilitar su adición al GLP;  
IX. Los productos de la combustión del Odorizante no de ben ser corrosivos a los materiales expuestos 
ni ser nocivos para la salud de la población, y  
X. Contar con su hoja de seguridad, donde se indiquen las condiciones de seguridad a tener en cuenta 
durante la manipulación y Almacenamiento del Odorizante.  
A.4. Sistemas de Odorización.  
A.4.1  El sistema de Odorización debe tener al menos las características siguientes:  
I. La cantidad de Odorizante dosificado debe ser proporcional al volumen de GLP, 
independientemente de las condiciones de presión y temperatura, t anto del ambiente como del GLP;  
II. Los materiales deben ser resistentes a la corrosión química y atmosférica;  
III. El equipo debe tener la capacidad para manejar un amplio rango de flujos;  
IV. El equipo debe ser apropiado para el volumen o flujo de GLP a Odorizar;  
V. El equipo debe estar protegido con sistema de pararrayos;  
VI. Se deben conectar a tierra las partes metálicas que no estén destinadas a conducir energía 
eléctrica, tales como: cercas perimetrales, estructuras metálicas, tanques y gabinetes met álicos;  
VII. El Tanque de Almacenamiento que contiene el Odorizante debe estar provisto por un dique de 
contención de derrames con una capacidad volumétrica mínima al 100% de la capacidad del 
Tanque, y debe contar con una purga para la recuperación del Odo rizante, y  
VIII. El Tanque de Almacenamiento del Odorizante debe contar con la documentación vigente que avale 
el funcionamiento de acuerdo con la normatividad aplicable.  
A.5. Control de la Odorización.  
A.5.1  Para llevar a cabo el control de la Odorización  de GLP se debe monitorear en puntos determinados 
de la Instalación de Almacenamiento de GLP la concentración del Odorizante, así como en el punto más 
lejano donde se realiza la dosificación de este, para verificar que es detectado por el olfato cuando las  
concentraciones alcancen una quinta parte del límite inferior de inflamabilidad.  
A.5.2. El control de la Odorización puede efectuarse de forma indirecta, por el consumo de Odorizante o 
de forma directa mediante la toma de muestras de GLP en puntos diferen tes, para realizar el análisis de 
laboratorio por contenido de Odorizante en el GLP.  
A.6. Almacenamiento.  
A.6.1.  El Tanque de Almacenamiento del Odorizante debe ubicarse en lugares cubiertos, secos y bien 
ventilados, no deben exponerse a los rayos solares.  
A.7. Medidas generales de seguridad para el manejo del Odorizante.  
A.7.1.  De acuerdo con lo indicado en la hoja de seguridad del Odorizante, se debe contar con 
procedimientos para el manejo seguro del mismo, los cuales deben considerar al menos los siguie ntes 
aspectos:  
I. Identificación de Riesgos y efectos por exposición al Odorizante;  
II. Primeros auxilios;  
III. Medidas contra incendio;  
IV. Medidas en caso de fuga o derrame;  
V. Manipulación, transporte y Almacenamiento seguro;  
VI. Control a la exposición  y protección al personal, y  
VII. Manejo de los residuos peligrosos y otras consideraciones ambientales.  
A.7.2.  Generalmente, los Odorizantes presentan Riesgo de incendio, el líquido se evapora y forma 
vapores que pueden dispersarse fácilmente alcanzando m otores eléctricos u otros equipos e iniciar un 
incendio. Para prevenir la combustión accidental de los vapores del Odorizante, se debe utilizar herramienta a 
prueba de chispa cuando se trabaje en equipos de Odorización, y los trabajadores que laboren en el  área no 
deben utilizar botas de seguridad con casquillo metálico expuesto.  
A.7.3.  El Tanque de Almacenamiento, equipo de Odorización, tuberías y accesorios, deben ser fabricados 
con materiales resistentes a la corrosión.  
A.8. Derrames.  
A.8.1.  Se debe cont ar con el equipo para la atención de un derrame de Odorizante, mismos que deben 
estar ubicados en donde se encuentra el sistema de Odorización.  
A.8.2.  Cuando se detecte un derrame de Odorizante, éste debe neutralizarse mediante la aplicación de 
una sustanc ia química, por ejemplo, mediante la adición de una solución acuosa de hipoclorito de sodio. 
Asimismo, debe utilizarse un agente evanescente para enmascarar el olor como: tierra, arena fina o aserrín 
para absorber dicho Odorizante o el producto que recomie nde el fabricante.  
A.8.3.  La eliminación del Odorizante puede efectuarse por oxidación o por absorción, mediante 
compuestos como: lejía, hipoclorito de sodio y permanganato de potasio.  
A.8.4.  No deben verterse los oxidantes en altas concentraciones sobre e l Odorizante derramado ya que la 
reacción puede ser violenta y causar accidentes.  
A.9. Seguridad del personal.  
A.9.1.  El personal que ejecute operaciones de Odorización debe usar el equipo de protección personal 
adecuado para la manipulación del Odorizante , cumpliendo con lo establecido en la hoja de datos del 
producto.  
BIBLIOGRAFÍA  
 API 620. - Design and Construction of Large, Welded, Low -pressure Storage Tanks; (Diseño y 
construcción de tanques de almacenamiento grandes, soldados y de baja presión).  
 API 2510. - Design and Construction of LPG Installations; (Diseño y Construcción de Instalaciones de 
GLP).  
 NFPA 58, 2020. - Liquefied Petroleum Gas Code; (Código de Gas Licuado del Petróleo).  
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