ACUERDO  por el que la Comisión Reguladora de Energía ordena la publicación del Proyecto de Norma 
Oficial  Mexicana PROY -NOM -007-SECRE -2015, Transporte de gas natural, etano, biogás y gas asociado al 
carbón  mineral por medio de ductos.  
Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos. - Comisión Reguladora 
de Energía.  
ACUERDO Núm. A/ 004/2015  
ACUERDO POR EL QUE LA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA ORDENA LA PUBLICACIÓN EN EL 
DIARIO  OFICIAL DE LA FEDERACIÓN DEL PROYECTO DE NORMA OFICIAL MEXICANA PROY -NOM -007-SECRE -
2015,  TRANSPORTE DE GAS NATURAL, ETANO, BIOGÁS Y GAS ASOCIADO AL CARBÓN MIN ERAL POR 
MEDIO  DE DUCTOS  
RESULTANDO  
Primero.  Que el 12 de marzo de 2012 la Comisión Federal de Mejora Regulatoria (la COFEMER) publicó  en 
el Diario Oficial de la Federación (el DOF) el Acuerdo por medio del cual se definen los efectos de los  dictámenes 
que emite la Comisión Federal de Mejora Regulatoria respecto de las normas oficiales mexicanas  y su 
respectiva manifestación de impacto regulatorio (MIR).  
Segundo.  Que el 22 de septiembre de 2014 se presentó al Comité Consultivo Nacional de Normalización  de 
Derivados del Petróleo, del Gas y Bioenergéticos (el Comité) el Anteproyecto de Norma Oficial Mexicana  NOM -
007-SECRE -2014,  Transporte de gas natural, etano, biogá s y gas asociado al carbón mineral por medio  de 
ductos,  para que en un plazo máximo de 20 días naturales se presentaran observaciones a dicho  documento, 
de conformidad con lo dispuesto en el artículo 46, fracción I, de la Ley Federal sobre Metrología y  Normalización 
(la LFMN).  
Tercero.  Que el 19 de noviembre de 2014, una vez revisados los comentarios recibidos, a los que se  refiere 
el Resultando Primero anterior, el Comité acordó la publicación en el DOF del Proyecto de Norma  Oficial 
Mexicana PROY -NOM -007-SECRE -2015,  Transporte de gas natural, etano, biogás y gas asociado al  carbón 
mineral por medio de ductos , para su consulta pública, a fin de que los interesados presenten sus  comentarios 
a dicho Comité, conforme dispone el artículo 47, fracción I, de la LF MN. 
CONSIDERANDO  
Primero.  Que la Comisión es una Dependencia del Poder Ejecutivo Federal con autonomía 
técnica,  operativa y de gestión, así como personalidad jurídica en los términos de los artículos 2 y 3 de la Ley 
de los  Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME), publicada en el DOF el 11 de 
agosto  de 2014.  
Segundo.  Que, de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 42 de la LORCME, esta Comisión tiene por  objeto 
fomentar el desarrollo eficiente de la industria, promover la competencia  en el sector, proteger los  intereses de 
los usuarios, propiciar una adecuada cobertura nacional y atender a la confiabilidad, estabilidad y  seguridad en 
el suministro y la prestación de los servicios, entre otros.  
Tercero.  Que, de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 41, fracción I, de la LORCME y el artículo 81 de  la 
Ley de Hidrocarburos (la LH), esta Comisión deberá regular y promover el desarrollo eficiente de las  actividades 
de transporte de gas natural y otros hidro carburos.  
Cuarto.  Que, con fundamento en el artículo 82 de la LH, la Comisión expedirá disposiciones de 
aplicación  general para la regulación de las actividades a las que se refiere dicha Ley, en el ámbito de su 
competencia.  
Quinto.  Que, de acuerdo con lo dispuesto por el Artículo Vigésimo Primero Transitorio de la Ley 
de Hidrocarburos, esta Comisión continuará regulando y supervisando, en el ámbito de sus atribuciones, 
la industria de los hidrocarburos en materia de seguridad industrial y operativa, en tan to entra en 
funciones  la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector 
Hidrocarburos.  
Sexto.  Que el Artículo 4o. de la Ley Federal de Procedimiento Administrativo (la LFPA) establece que 
los actos administrativos de carácter general que tengan por objeto establecer obligaciones específicas 
cuando  no existan condiciones de competencia y cualesquiera de naturaleza análoga a los actos anteriores, 
que expidan las dependencias y organismos descentralizados de la Administra ción Pública Federal, 
deberán  publicarse en el DOF para poder producir efectos jurídicos.  
Séptimo.  Que, de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 47, fracción I, de la LFMN, los proyectos de  Norma 
Oficial Mexicana se publicarán íntegramente en el DOF a ef ecto de que, dentro de los siguientes 60  días 
naturales, los interesados presenten sus comentarios al Comité Consultivo Nacional de Normalización  
correspondiente.  Octavo.  Que, conforme a lo dispuesto en el Artículo 33 del Reglamento de la LFMN, para efecto s de 
la expedición de un Proyecto de Norma Oficial Mexicana, la Comisión deberá mencionar en su proemio el 
comité  consultivo nacional de normalización encargado de recibir los comentarios al mismo, su domicilio, 
teléfono y,  en su caso, fax y correo electró nico. Asimismo, los interesados que presenten comentarios respecto 
de los  proyectos de normas oficiales mexicanas deberán cumplir con lo siguiente:  
I.     Entregarse en el domicilio señalado en el Proyecto de Norma Oficial Mexicana o enviarse a través  del fax o 
correo electrónico proporcionado;  
II.     Presentarse dentro del plazo al que hace referencia la fracción I del artículo 47 de la Ley, y  
III.    Presentarse en idioma español.  
Noveno.  Que en el artículo 1° del Acuerdo por medio del cual se definen los efectos de los dictámenes  que 
emite la COFEMER respecto de las normas oficiales mexicanas y su respectiva MIR, se establece que no  será 
necesario que las dependencias acrediten ante la Sec retaría de Gobernación contar con alguna de 
las resoluciones emitidas por la COFEMER previstas por el artículo 69 -L, segundo párrafo, de la LFPA, 
para efecto de la publicación de los proyectos de normas oficiales mexicanas en el DOF.  
Décimo.  Que el 31 de o ctubre de 2014 se publicó en el DOF el Reglamento Interior de la Agencia  Nacional 
de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, el cual señala  en su 
artículo Primero Transitorio que dicho instrumento reglamentario entr ará en vigor el 2 de marzo de 2015.  
Undécimo.  Que, con base en lo señalado en los Considerandos Quinto y Décimo anteriores, y bajo 
los principios tutelados en el artículo 13 de la LFPA, mismo que señala que la actuación administrativa en 
el procedimiento s e desarrollará con arreglo a los principios de economía, celeridad, eficacia, 
legalidad,  publicidad y buena fe, se emite el presente Acuerdo, sin perjuicio de que en su oportunidad la 
Agencia  Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambien te del Sector Hidrocarburos asuma 
la responsabilidad de la presente regulación.  
Por lo anterior, con fundamento en los artículos 28, párrafo octavo, de la Constitución Política de los  Estados 
Unidos Mexicanos; 2, fracción III y 43 Ter, de la Ley Orgánica d e la Administración Pública Federal;  2, fracción 
II, 3, 4, 5, 22, fracciones I, II, III, XXVI, inciso a), y XXVII, 41, fracción I, y 42 de la Ley de los  Órganos Reguladores 
Coordinados en Materia Energética; 81, Tercero y Vigésimo Primero Transitorio de la  Ley de Hidrocarburos; 1, 
3, fracción XI, 38, fracción II, 40  fracciones I, III, VII, XIII y XVIII, 44, 46 y 47,  fracciones I, II y III de la Ley Federal 
sobre Metrología y Normalización; 2, 13, 16, fracciones VII, IX y X y 57,fracción I, de la Ley Federal  de 
Procedimiento Administrativo; 33 del Reglamento de la Ley Federal sobre  Metrología y Normalización; Primero 
Transitorio del  Reglamento Interior de la Agencia Nacional de Seguridad  Industrial y de Protección al Medio 
Ambiente del Sector Hidrocarburos; 1 , 2, 3, 6, fracciones I y III, 10, primer  párrafo, 16, primer párrafo, fracción 
I, 24, fracciones I y XXVII, y 59, fracción I, del Reglamento Interno de la  Comisión Reguladora de Energía, esta 
Comisión Reguladora de Energía:  
ACUERDA  
Primero.  Se ordena la publicación en el Diario Oficial de la Federación del PROY -NOM -007-SECRE -
2015,  Transporte de gas natural, etano, biogás y gas asociado al carbón mineral por medio de ductos , a efecto 
de que dentro de los 60 días naturales a su publicación los interesados presenten sus comentarios a 
dicho  Comité. El Proyecto de Norma Oficial Mexicana en comento se anexa al presente Acuerdo.  
Segundo.  Con fundamento en el Artículo 33 del Reglamento de la Ley  Federal sobre Metrología 
y Normalización, los interesados deberán entregar sus comentarios al proyecto de norma al Comité 
Consultivo  Nacional de Normalización de Derivados del Petróleo, del Gas y Bioenergéticos de la Comisión 
Reguladora de  Energía, en sus  oficinas ubicadas en Av. Horacio 1750, Col. Los Morales Polanco, Del. Miguel 
Hidalgo, 11510,  México, D. F., o al correo electrónico abrena@cre.gob.mx, dentro del plazo de 60 días naturales 
señalado en  el Acuerdo Primero anterior y en  idioma español.  
  
Tercero.  Inscríbase el presente Acuerdo con el número  A/004/2015  en el registro al que se refieren 
los artículos 22, fracción XXVI, inciso a), y 25, fracción X, de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados 
en Materia Energética.  
México, Distrito Federal, a 6 de febrero de 2015. - El Presidente,  Francisco J. Salazar Diez de 
Sollano .- Rúbrica. - Los Comisionados:  Marcelino Madrigal Martínez , Cecilia Montserrat Ramiro 
Ximénez , Noé Navarrete González , Jesús Serrano Landeros , Guillermo Zúñiga Martínez .- Rúbricas.  
Francisco José Barnés de Castro, Presidente del Comité Consultivo Nacional de Normalización 
de Derivados del Petróleo, del Gas y Bioenergéticos, con fundamento en los  14, 16 y 28, párrafo octavo de 
la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos;  2, fracción III y 43 Ter de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 2, fracción II, 3, 4, 5, 22, fracciones I, II, III, VIII, XXVI, inciso a) y XXVII, 
41, fracción I y 42 de la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética; 81, 82, Tercero 
y Vigésimo Primero Transitorio de la Ley de Hidrocarburos; 1, 3, fracción XI, 38, fracción II, 40 fracciones I, 
III, VII, XIII y XVIII, 44, 46 y 47, fra cción I de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 4 de la Ley 
Federal  de Procedimiento Administrativo; 33 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y 
Normalización;  Primero Transitorio del Reglamento Interior de la Agencia Nacional de Seg uridad Industrial y de 
Protección al  Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, 1, 2, 3, 6 fracciones I y III, 10, primer párrafo, 16, primer 
párrafo I,  fracción I, 24, fracciones I y XXVII, y 59, fracción I del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora 
de Energía.  
CONSIDERANDO  
Primero.  Que el 11 de abril de 2014, se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 
Programa  Nacional de Normalización 2014, en el que se establece que el Comité Consultivo Nacional de 
Normalización  de Derivados del Petr óleo, del Gas y Bioenergéticos (el Comité) modificará la Norma Oficial 
Mexicana relativa  a Transporte de gas natural, etano, biogás y gas asociado al carbón mineral por medio de 
ductos.  
Segundo.  Que, en cumplimiento a lo dispuesto por el artículo 46, fracc ión I, de la Ley Federal 
sobre  Metrología y Normalización, el 22 de septiembre de 2014, la Comisión Reguladora de Energía (la 
Comisión)  presentó al Comité el Anteproyecto de la  NORMA Oficial Mexicana NOM -007-SECRE -2013, 
Transporte de  gas natural, etano, bi ogás y gas asociado al carbón mineral por medio de ductos, con el propósito 
que dentro  de un plazo de 20 días naturales, formulará observaciones a dicho anteproyecto.  
Tercero.  Que, de conformidad con lo establecido en el artículo 46, fracción II de la LFMN , el 11 de octubre  de 
2014, la Comisión contestó fundadamente las observaciones presentadas por el Comité a la 
Comisión,  realizando las modificaciones que consideró procedentes.  
Cuarto.  Que, en su cuarta sesión ordinaria del 19 de noviembre de 2014, el Com ité resolvió proponer a 
la Comisión, la publicación en el DOF del Proyecto de  NORMA Oficial Mexicana NOM -007-SECRE -
2013,  Transporte de gas natural, etano, biogás y gas asociado al carbón mineral por medio de ductos  (el 
Proyecto).  
Quinto.  Que,  de conformida d con el artículo Vigésimo Primero Transitorio de la Ley de Hidrocarburos, 
en tanto entra en funciones la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente 
del Sector Hidrocarburos, de acuerdo con lo previsto en la Ley de la materi a, esta Comisión continuará 
regulando  y supervisando, en el ámbito de sus atribuciones, la industria de los Hidrocarburos en materia de 
seguridad  industrial y operativa, bajo el marco de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN), 
su Reglamento y demás disposiciones jurídicas aplicables.  
Sexto.  Que, el 31 de octubre de 2014, se publicó en el DOF el Reglamento Interior de la Agencia Nacional  de 
Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, el cual seña la en su  artículo 
Primero Transitorio que dicho instrumento reglamentario entrará en vigor el 2 de marzo de 2015.  
  
Séptimo.  Que, en cumplimiento a lo establecido en el artículo 47, fracción I, de la LFMN, mediante 
el Acuerdo A/004/2015 del 6 de febrero de  2015, la Comisión ordenó la publicación del Proyecto a efecto 
que dentro de los siguientes sesenta (60) días naturales, contados a partir de la fecha de su publicación en 
el DOF, los interesados presenten sus comentarios al Comité, con domicilio en  Av. Ho racio 1750, Col. 
Los Morales Polanco, Del. Miguel Hidalgo, 11510, México, D. F., o al correo electrónico 
abrena@cre.gob.mx,  para que los considere el Comité, en los términos de la ley; lo anterior, bajo los principios 
tutelados en el artículo 13  de la LFPA , que señala que la actuación administrativa en el procedimiento se 
desarrollará con arreglo a losprincipios de economía, celeridad, eficacia, legalidad, publicidad y buena fe, se 
emite el presente Acuerdo sin  perjuicio de que en su oportunidad la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y 
de Protección al Medio  Ambiente del Sector Hidrocarburos asuma la responsabilidad de la presente regulación.  
Por lo expuesto se expide para consulta pública el siguiente:  
PROYECTO DE NORMA OFICIAL MEXICANA NOM -007-SECRE -2013, TRANSPORTE DE GAS NATURAL,  
ETANO, BIOGÁS Y GAS ASOCIADO AL CARBÓN MINERAL POR MEDIO DE DUCTOS (CANCELA Y  
SUSTITUYE A LA NOM -007-SECRE -2010, TRANSPORTE DE GAS NATURAL)  
ÍNDICE  
1.     Objetivo  
2.     Campo de aplicación  
3.     Referencias  4.     Defini ciones  
5.     Disposiciones generales  
6.     Materiales  
7.     Diseño  
8.     Soldadura  
9.     Construcción de los ductos de transporte  
10.   Inspección y pruebas de hermeticidad  
11.   Operación, mantenimiento y seguridad  
12.   Programa para la Prevención de Accidentes (PPA)  
13.   Sistema de administración de la integridad de ductos  
14.   Vigilancia  
15.   Concordancia con normas internacionales  
16.   Bibliografía  
17.   Vigencia  
Apéndice I.        Control de la corrosión externa en  tuberías de acero enterradas y/o sumergidas.  
Apéndice II.       Monitoreo, detección y clasificación de fugas de gas en ductos.  
Apéndice III.       Requisitos adicionales cuando se utilicen factores de diseño superiores a 0.72 en Ductos  de acero  
Apéndice IV .     Odorización del Gas  
Apéndice V        Guía para la elaboración del Programa para la Prevención de Accidentes.  
  
Apéndice VI.      Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad.  
1. Objetivo  
Esta norma oficial mexicana establece las especificaciones  técnicas y los requisitos mínimos sobre 
diseño,  construcción, operación, mantenimiento y seguridad que deben cumplir los sistemas de transporte de 
gas natural, etano, biogás y gas asociado al carbón mineral por medio de ductos.  
2. Campo de aplicación  
2.1 Esta norma oficial mexicana es aplicable a los sistemas de transporte de gas natural, etano, biogás y  gas 
asociado al carbón mineral (a los que indistintamente y en adelante se les llamará Sistemas de  Transporte de 
gas) por medio de ductos, localizados en territorio nacional. Incluye todos aquellos Sistemas  de Transporte de 
gas que se encuentran en las fases de diseño, construcción, operación y mantenimiento, e  inclusive los que 
están empacados e inertizados, y aquéllos que ya estando construidos se modifiq uen en su  diseño original.  
2.2 La aplicación de esta norma oficial mexicana a los Sistemas de Transporte de gas localizados 
en territorio nacional comprende desde el(los) punto(s) de origen hasta el(los) puntos de destino de 
dicho  sistema, incluyendo el transporte de gas asociado de los yacimientos de carbón mineral a los puntos 
de entrega y/o consumo. (Ver diagrama 1).  
2.3 Esta norma oficial mexicana no es aplicable a los sistemas de transporte de gas por medio de 
ductos  necesarios para interconectar la explotación y producción del gas, excepto aquéllos que cuenten con un 
título  de permiso expedido por la Comisión Reguladora de Energía.  
2.4 Para los efectos de la presente norma oficial mexicana, el término transporte compr enderá también 
al transporte para usos propios en términos de la Ley de Hidrocarburos y el Reglamento de las actividades a 
que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos.  
Diagrama 1: Instalaciones de un sistema de transporte que están dentro d el alcance de este Proyecto  
de Norma.  
VER DIAGRAMA 1  
3. Referencias  Esta norma oficial mexicana se complementa con las siguientes normas oficiales mexicanas o las que 
las sustituyan:  
NOM -001-SECRE -2010, Especificaciones del gas natural.  
NOM -003-SECRE -2011, Distribución de gas natural y gas natural licuado del petróleo por ductos.  
NOM -001-SEDE -2012 Instalaciones Eléctricas (utilización)  
4. Definiciones  
Para los efectos de esta norma oficial mexicana se entiende por:  
4.1 Abolladura o hendidura:  Depresión en  la superficie de la tubería.  
4.2 Análisis de riesgo:  Actividades realizadas para identificar y evaluar los riesgos que un Sistema 
de Transporte representa para la seguridad, el equilibrio ecológico o el ambiente, así como las 
medidas  tendientes a mitigar o minimizar los efectos en caso de un incidente.  
4.3 Área unitaria:  Se debe tomar una longitud de 1,600 (un mil seiscientos) metros y de 200 
(doscientos)  metros de ancho en ambos lados de la tubería para determinar los límites de un área clasificada, 
excep to cuando existan barreras físicas o factores de otra índole que limiten la expansión futura de las áreas 
pobladas,  en cuyo caso, los márgenes del área clasificada que se deben ampliar quedarán delimitados por 
dichas  barreras, sin exceder la distancia marc ada. 
  
4.4 Bitácora de operación y mantenimiento:  Registro de las acciones que se realizaron en cierto trabajo  o 
tarea de operación o mantenimiento; se deben incluir los reportes, órdenes de trabajo, resultados y 
demás  formatos o documentos derivados de lo s procedimientos del Permisionario o Transportista.  
4.5 Biogás:  Gas que se produce por la conversión biológica de la biomasa como resultado de 
su descomposición.  
4.6 Clase de localización:  Clasificación del Área unitaria de acuerdo con el numeral 7.5 de esta Norma.  
4.7 Comisión:  Comisión Reguladora de Energía.  
4.8 Componente:  Los elementos de un sistema de tuberías conectados entre sí para el transporte de  fluidos 
entre estaciones y / o plan tas, incluyendo tuberías, Trampas de diablos, aditamentos, válvulas de corte  y 
válvulas seccionadoras.  
4.9 Corrosión:  Destrucción del metal por la acción electroquímica de ciertas sustancias.  
4.10 Daño mecánico:  Se produce por un agente externo, ya sea por  impacto, ralladura o presión y 
puede  estar dentro o fuera de norma.  
4.11 Diablo:  Dispositivo con libertad de movimiento que se introduce en el Ducto para realizar funciones  de 
limpieza o inspección.  
4.12 Ductos:  Los tubos e instalaciones para la conducció n del gas.  
4.13 Esfuerzo tangencial:  Esfuerzo producido por la presión de un fluido en la pared de un tubo que  actúa 
circunferencialmente en un plano perpendicular al eje longitudinal de la tubería.  
4.14 Estación de regulación y/o medición:  Conjunto de acc esorios y equipos destinados para regular 
la presión del gas y/o medir el volumen del gas.  
4.15 Estación de relevo de presión:  Conjunto de accesorios y equipo destinados a desfogar el exceso  de 
presión accidental del gas en un ducto.  
4.16 Evaluación de ingeniería:  Documento derivado de una evaluación de variables usando principios 
de ingeniería.  
4.17 Explosión:  Reacción fisicoquímica de una mezcla combustible de gas iniciada por un proceso 
de combustión, seguida de la propagación rápid a de la flama y generación violenta de una onda de 
presión  confinada, misma que al ser liberada produce daños.  
4.18 Franja de seguridad del Ducto:  Sección de terreno para la protección, operación, mantenimiento 
e inspección de los Ductos.  
4.19 Franja de se rvicios urbanos:  Sección de terreno donde se alojan las tuberías para el transporte 
de gas en áreas urbanas municipales, estatales o federales (camellones, banquetas, calles, etc.).  
4.20 Gas.  Para fines de esta Norma Oficial Mexicana se entenderá indistint amente al gas natural, al etano,  al 
biogás o al gas asociado al carbón mineral.  4.21 Gas asociado al carbón mineral:  Gas formado principalmente por metano, asociado al proceso 
de formación de carbón mineral, y que se encuentra atrapado dentro de los yacimientos del mismo.  
4.22 Gas inerte:  Gas no combustible ni tóxico ni corrosivo.  
4.23 Gas natural:  Mezcla de hidrocarburos y otros componentes compuesta primordialmente por metano.  
4.24 Impacto ambiental:  Modificación del ambiente ocasionada por la acción del hombre o de la  naturaleza.  
4.25 Máxima presión de operación permisible, MPOP:  La máxima presión a la que un sistema 
de transporte puede ser operado de acuerdo con las reglas de es ta norma.  
  
4.26 Máxima presión de operación MPO:  Presión máxima a la cual el Sistema de Transporte opera 
con normalidad durante un ciclo de operación ordinario, de acuerdo con lo establecido por esta norma.  
4.27 Normas aplicables:  Son las Normas Oficiales  Mexicanas (NOM), normas mexicanas y, a falta 
de éstas, las normas o lineamientos internacionales, y, en lo no previsto por éstas, las normas, códigos 
y estándares extranjeros que sean adoptados por el solicitante de un permiso o permisionario y que 
sean  aplicables a la presente Norma Oficial Mexicana.  
4.27 Permisionario:  El titular de un permiso de transporte, almacenamiento o distribución.  
4.28 Presión de diseño:  Es la presión máxima interna a la que se diseña el Sistema de Transporte con  base 
en esta nor ma, misma que debe ser igual o mayor a la MPOP.  
4.29 Presión de prueba:  Es la presión a la que se somete el Sistema de Transporte de manera previa 
al inicio de su operación con el objeto de corroborar su integridad y hermeticidad, así como para 
detectar  cualquier defecto de construcción y materiales defectuosos.  
4.30 Presión normal de operación:  Presión prevista de operación en cualquier punto de un Ducto  cuando 
este opera bajo condiciones de operación estables y previstas (esta presión incluye: cargas  hidrostáticas, 
pérdidas por fricción y cualquier contrapresión).  
4.31 Programa para la prevención de accidentes:  Procedimientos, recursos humanos y materiales 
y acciones para proteger a la población y sus bienes, así como al medio ambiente y sus ecosistemas, d e 
los accidentes que pudieran ser ocasionados por la realización de actividades de transporte de gas natural, 
etano,  biogás y gas asociado al carbón mineral.  
4.32 Protección mecánica:  Sistemas de protección externa a base de cintas o recubrimientos que  protegen 
a las tuberías enterradas de acero de daños mecánicos en la fase constructiva, en las maniobras y  durante el 
bajado a la excavación  
4.33 Pruebas no destructivas:  Técnicas de inspección para determinar la integridad de los materiales 
sin afectar la estructura de los mismos.  
4.34 Recubrimiento:  Material que se aplica y adhiere a las superficies externas de una tubería metálica  para 
protegerla contra los efectos corrosivos producidos por el medio donde se encuentra instalada.  
4.35 Registro:  Espacio subterráneo en forma de caja, destinado para alojar válvulas, accesorios 
o dispositivos.  
4.36 Reporte de Pruebas de Materiales (RPM):  Registro de los resultados que se obtienen de  composición 
química, propiedades mecánicas y otros requerimientos qu e se solicitan en la norma o  especificación de 
producción del material o producto, así como de los requerimientos suplementarios que  solicita el comprador, 
que emite el fabricante del material o producto, con nombre y firma del responsable de  calidad o rep resentante 
legal, que avala el reporte y que reproduce los resultados de los informes de  resultados de pruebas, que emite 
el correspondiente laboratorio acreditado en términos de la LFMN y que  cumple con los requerimientos de la 
norma o especificación, así  como con los requerimientos suplementarios  que solicita el comprador.  
4.37 Resistencia mínima a la cedencia (RMC):  Es el valor del esfuerzo aplicado a un material, después  del 
cual éste sufre una deformación sin incremento sensible del esfuerzo.  
4.38 Sist ema de transporte:  Todos los ductos, equipos, instrumentos, componentes o dispositivos por 
los que el gas natural, etano, biogás y gas asociado al carbón mineral fluye y que incluyen, entre otros, 
válvulas,  accesorios unidos al tubo, estaciones de compresi ón, estaciones de medición y regulación, trampas 
de envío  y recibo de diablos, en su caso.  
4.39 Trampa para dispositivos de limpieza e inspección interna (Trampa de diablos):  Es la  instalación 
interconectada al ducto, que se utiliza para fines de  envió y r ecibo de dispositivos de  inspección o  limpieza 
interna de la tubería (diablos)  4.40 Transporte:  Actividad que consiste en recibir, conducir y entregar gas natural, etano, biogás y 
gas asociado al carbón mineral por medio de ductos a usuarios finales, distribuidores, transportistas 
o almacenadores, localizados dentro o fuera de una zona geográfica,  en su caso. Para efecto de esta 
Norma  Oficial Mexicana, el término transporte se utiliza i ndistintamente para transporte de acceso abierto y 
transporte  para usos propios en los términos de la Ley de Hidrocarburos y el Reglamento de las actividades a 
que se  refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos.  
4.41 Transportista:  El titular de u n permiso de transporte.  
4.42 Tubería lastrada:  Tubería que es recubierta con materiales pesados con el objeto de evitar que 
esta flote cuando se cruzan mantos acuíferos, cuerpos de agua, zonas inundables, entre otras.  
4.43 Usuario final:  La persona que adquiere gas para su consumo.  
4.44 Unidad de Verificación (UV):  La persona física o moral que realiza actos de verificación.  
4.45 Válvula de seccionamiento:  Dispositivo instalado en la tubería para bloquear el flujo de gas 
hacia  cualquier se cción del sistema de transporte.  
4.46 Válvula de seguridad:  Dispositivo calibrado a una cierta presión para desfogar el gas en caso de  una 
sobrepresión del ducto o equipo donde se encuentre instalado.  
5. Disposiciones generales  
5.1 Forman parte de esta Nor ma Oficial Mexicana, las Normas Oficiales Mexicanas, Normas 
Mexicanas,  Normas Internacionales y estándares que en esta NOM se refieren; cuando exista alguna 
discrepancia entre  los requerimientos de esta Norma Oficial Mexicana con respecto a los documentos referidos 
o parte de los  mismos, los requerimientos de esta NOM prevalecerán y son obligatorios sobre los documentos 
referidos.  
5.2 Requerimientos para ductos existentes.  
Los Sistemas de ductos instalados y en operación antes de la entrada en vigencia de e sta NOM, se 
deben  operar, inspeccionar, mantener y en su caso sacar de operación y/o abandonar en cumplimiento con 
las disposiciones de esta Norma Oficial Mexicana, considerando las disposiciones y normativas con que 
se diseñaron y construyeron.  
5.3 Requer imientos para ductos nuevos  
Los Sistemas de ductos que se instalen y/o entren en operación después de la entrada en vigor de 
esta NOM, se deben proyectar, diseñar, calcular, evaluar, construir, probar, operar, inspeccionar, mantener y 
en su  caso, retirar d e operación y/o abandonar, cumpliendo con las disposiciones de esta Norma Oficial 
Mexicana.  
5.4 Puesta en operación.  Para que un sistema de transporte pueda entrar en operación, deberá 
contar  previamente con un dictamen de evaluación de las etapas de diseñ o, construcción y pruebas emitido por 
una Unidad de Verificación.  
6. Materiales  
Este capítulo establece los requisitos mínimos para la selección y calificación de los materiales de los  ductos 
y sus componentes que se utilizan en los sistemas de transporte.  
6.1 Requisitos generales:  Los materiales de los ductos y sus componentes deben  cumplir con los  requisitos 
del diseño, así como:  
a)    Mantener su integridad estructural y propiedades mecánicas de acuerdo con las condiciones  previstas de 
temperatura y otras condiciones del medio ambiente;  
b)    Ser químicamente compatibles con el gas que se transporte;  
  
c)    Ser compatibles con cualquier otro material que esté en contacto con la tubería, y  
d)    Obtener la calificación corre spondiente de acuerdo con los requerimientos de este capítulo.  
6.2 Tubos de acero:  
La tubería de acero debe cumplir con los requisitos de esta Norma Oficial Mexicana y estar fabricada 
de acuerdo con lo establecido en las normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, y a falta de éstas con 
las normas y lineamientos internacionales, y a falta de éstas con las normas o códigos extranjeros, tales como:  
Tubería  ISO 3183 Petroleum and natural gas industries - Steel pipe for pipeline transportation systems  
API 5L Specification for line pipe  
ASTM A 106 Seamless Carbon Steel Pipe for High -Temperature Service  
ASTM A 333/A 333M Seamless and Welded Steel Pipe for Low -Temperature Service  
ASTM A 381 Metal -Arc-Welded Steel Pipe for Use With High -Pressure Transmissio n Systems  
ASTM A 672 Electric -Fusion -Welded Steel Pipe for High -Pressure Service at Moderate Temperatures  
ASTM A 691 Carbon and Alloy Steel Pipe, Electric -Fusion -Welded for High -Pressure Service at 
High Temperatures  
Válvulas  
API 6D Pipeline valves (adoptio n of ISO 14313/2007) petroleum and natural gas industries -
pipeline  transportation system -pipeline valves  
ISO 14313 Petroleum and natural gas industries - Pipeline transportation systems - Pipeline valves  
ISO 14723 Petroleum and natural gas industries - Pipeline transportation systems - Subsea pipeline valves  
ASME B16.33 Manually Operated Metallic Gas Valves for Use in Gas Piping Systems up to 125 
psi (Sizes  NPS 1/2 Through NPS 2)  
ASME B16.34 Valves  - Flanged, Threaded, and Welded End  
ASME B16.38 Large Metal lic Valves for Gas Distribution (Manually Operated, NPS 21/2 to 12, 125 
psig Maximum)  
Bridas  
ISO 15590 -3 Petroleum and natural gas industries Induction bends, fittings and flanges for 
pipeline  transportation systems Part 3: Flanges  
ISO 7005 -1 tipo clase co n ASME B16.5 o  ASME B16.47 Pipe flanges - Part 1: Steel flanges for industrial  and 
general service piping systems.  
MSS SP -44 
Componentes de tubería  
ISO 15590 -2 
ASME B16.9  
MSS SP -75 
ASTM A 193,  
ASTM A 320,  
  
ASTM A 354,  
ASTM A 194  
ASTM A 307 bolting  
ASTM A 307 nuts may be used only with ASTM A 307 bolting  
6.3 Tubería no metálica  
Se podrá seleccionar material no metálico cuando las condiciones operativas de los Ductos así lo permitan  y 
se garantice el cumplimiento de las especificaciones correspondient es al material seleccionado. La tubería  no 
metálica debe cumplir con los requisitos de las normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, y a falta 
de éstas con las normas y lineamientos internacionales, y a falta de éstas con las normas o códigos 
extranjer os, tales como:  
6.3.1  Polietileno  
Tubería y accesorios  
NMX -E-043-SCFI -2002 Industria del plástico - tubos de polietileno (PE) para la conducción de gas 
natural  (GN) y gas licuado de petróleo (GLP) especificaciones.  
ISO 4437:2007 Buried polyethylene (PE) pi pes for the supply of gaseous fuel Metric series  Specification.  ISO 13949 -97 Method for the assessment of the degree of pigment dispersion in polyolefin pipes, fittings  and 
compounds.  
ASTM D2513 - 12ae1 Standard Specification for Polyethylene (PE) Gas Pressure Pipe, Tubing, and  Fittings  
ASTM F 714 -00 Standard Specification for Polyethylene (PE) Plastic Pipe (SDR -PR) Based on 
Outside  Diameter.  
ASTM F 1589 -95 Test method for determination  of the critical pressure for rapid crack propagation in  plastic 
pipe.  
6.3.2  Poliamida sin plastificante  
Tubería y accesorios  
ISO 16486  Plastics piping systems for the supply of gaseous fuels  - Unplasticized polyamide (PA -U) 
piping  systems with fusion join ting and mechanical jointing.  
ASTM F2785 - 12 Standard Specification for Polyamide 12 Gas Pressure Pipe, Tubing, and Fittings.  
ASTM F2945 12a Standard Specification for Polyamide 11 Gas Pressure Pipe, Tubing, and Fittings.  
Componentes de tubería  
Las conexi ones y/o accesorios empleados en la construcción de un sistema con poliamida deberán 
ser fabricadas de acuerdo a las normas oficiales mexicanas, normas mexicanas y/o normas 
internacionales  vigentes (ISO 16486 -3:2012).  
6.4 Registro de materiales.  Todos los materiales deben tener su Reporte de Pruebas de Materiales y  deben 
ser rastreables con respecto a éste durante toda la vida útil del Sistema.  
7. Diseño  
7.1 Requisitos generales.  El diseño de un sistema de transporte de gas debe incluir: el diagrama de 
flujo, los planos del proyecto, las normas y especificaciones, la memoria de cálculo y la información básica de 
los diferentes aspectos considerados en el diseño.  
7.1.1  Los ductos se deben diseñar con un espesor de pared suficiente, para soportar la presión in terna y  los 
esfuerzos a los cuales se prevé que estarán expuestos durante y después de su instalación, en  conformidad 
con los numerales 7.8, 7.14 y 7.20 de esta Norma.  
7.1.2  En el diseño de los ductos se deben considerar aspectos como:  
a)    Característica s físicas y químicas del Gas. Para el caso de gas natural, se deberá considerar lo  establecido en 
la Norma Oficial Mexicana NOM -001-SECRE -2010, Especificaciones del gas natural,  o aquélla que la sustituya.  
b)    Máxima Presión de Operación, y  
c)    Máxima temperatura de operación.  
7.2 Cargas adicionales.  En el diseño de los ductos se deben considerar las cargas externas 
relacionadas  con el medio ambiente y condiciones operativas, tales como:  
a)    Cargas vivas, como son el peso del gas (considerar el  peso del agua para efecto del cálculo), nieve,  hielo y 
viento, entre otros;  
b)    Cargas por tráfico cíclico de vehículos;  
c)    Cargas muertas tales como: el peso de la tubería, recubrimientos, rellenos, válvulas y otros  accesorios no 
soportados;  
d)    Esfuerzos provocados por sismos;  
e)    Vibración y/o resonancia;  
f)     Esfuerzos provocados por asentamientos o derrumbes en regiones de suelos inestables;  
g)    Efectos de contracción y expansión térmica;  
h)    Movimiento de los equipos conectados al duct o; 
i)     Esfuerzos provocados por corrientes fluviales o pluviales;  
j)     Esfuerzos provocados en los cruces con vías de comunicación;  
k)    Factor de seguridad por densidad de población (F), en conformidad con el numeral 7.11 de  esta Norma;  l)     Facto r por eficiencia de junta longitudinal soldada (E), en conformidad con el numeral 7.12 de  esta Norma;  
m)   Espesor adicional por desgaste natural o margen de corrosión.  
7.3 Selección de la ruta de los Ductos.  En la selección del trazo de la ruta de los Duc tos se deben tomar  en 
consideración las características y requerimientos del diseño, operación, mantenimiento y abandono del  sistema 
de transporte; asimismo, para minimizar la posibilidad de futuras limitaciones operativas y  correcciones en el 
trazo de la ruta, se deberá anticipar el desarrollo de las áreas urbanas e industriales que  pudieran ser incluidas 
en la ruta.  
7.3.1  Entre los factores a ser considerados en la selección de la ruta se incluyen:  
a)    Seguridad al público  en general y al personal, que se ubique dentro o cercano a las instalaciones del  sistema de 
transporte.  
b)    Protección al medio ambiente.  
c)    Propiedades de terceros y otras instalaciones adyacentes al sistema de transporte.  
d)    Actividades de terce ras personas.  
  
e)    Condiciones geotécnicas, hidrográficas y corrosividad del suelo.  
f)     Requerimientos específicos para las etapas de construcción, operación y mantenimiento del sistema  de 
transporte.  
g)    Normatividad aplicable, requerimientos a nivel municipal, estatal o nacional.  
h)    Instalaciones futuras, incluidas instalaciones propias o de otros sistemas de transporte.  
7.3.2  La ruta seleccionada debe evitar cruzar por áreas naturales protegidas, zona s arqueológicas,  cuerpos 
de agua superficiales o subterráneos, derechos de vía de terceros, así como cualquier otra en que la  pérdida 
de contención del gas transportado pueda causar daños al medio; en cualquier caso, se deberán  obtener los 
permisos de las autoridades correspondientes.  
7.4 Determinación de la clase de localización y MPOP.  La determinación de la clase de localización  debe 
estar en conformidad con el área unitaria del sistema de transporte y de acuerdo con el numeral 7.5 de  esta 
Norma; la dete rminación de la MPOP debe efectuarse de acuerdo con el numeral 11.6.1 de esta Norma.  Para 
cada Ducto se debe realizar un estudio de campo y gabinete para establecer:  
a)    La clase de localización real de todo el sistema de transporte, y la MPOP.  
b)    Que el esfuerzo tangencial producido por la MPOP, determinado de acuerdo con el numeral 7.14,  corresponda 
a la clase de localización, conforme a lo indicado en el Cuadro 10 de esta Norma.  
c)    En caso de que un Ducto tenga una MPOP que produzca un esfuerzo t angencial que no corresponda  a su clase 
de localización, se deben adecuar las condiciones de operación consideradas en el  diseño, de conformidad con 
lo establecido en el numeral 11.7.1  
7.5 Clases de localización.  Las clases de localización por donde pasará un ducto deberán ser 
en conformidad con lo siguiente:  
a)    Clase de localización 1,  División 1 . Lugares expuestos a la actividad humana poco frecuente, sin  presencia 
humana permanente. Esta clase de localización  tiene por objeto reflejar áreas inaccesibles  o despobladas como 
desiertos o selvas.  
b)    Clase de localización 1,  División 2.  El área unitaria que cuenta con diez o menos construcciones  ocupadas por 
personas y/o lugares con una densidad de población infe rior a 50 habitantes por  kilómetro cuadrado. Esta clase 
de localización pretende reflejar áreas como tierras baldías, tierras de  pastoreo, tierras agrícolas y otras zonas 
escasamente pobladas.  
c)    Clase de localización 2. El área unitaria con más de diez  y hasta cuarenta y cinco construcciones  ocupadas por 
personas y/o lugares con una densidad de población de 50 personas o más, pero  menos de 250 personas por 
kilómetro cuadrado, con múltiples viviendas, con hoteles o edificios de  oficinas donde no más de 5 0 personas 
pueden reunirse regularmente y con industrias dispersas.  Esta clase de localización pretende reflejar áreas 
donde la densidad de población es intermedia entre  la clase de localización 1 y la clase de localización 3, tales 
como las zonas marginal es ubicadas  alrededor de las ciudades y pueblos, ranchos y fincas.  
d)    Clase de localización 3. El área unitaria que cuenta con cuarenta y seis construcciones o más  ocupadas por 
personas y/o lugares con una densidad poblacional de 250 personas o más por  kilómetro cuadrado, excepto donde prevalezca una clase de localización 4. Esta clase de localización  pretende reflejar zonas donde existan 
desarrollos urbanos, zonas residenciales, zonas industriales y  otras áreas pobladas que no estén incluidas en 
la clas e de localización 4.  
       El tramo de un Ducto ubicado en una clase de localización 1 Div. 2 o clase de localización 2 será  reclasificado 
como clase 3 cuando el eje de dicho tramo se encuentre a una distancia igual o menor  a 100 metros de:  
  
i.    Una construcción ocupada por veinte o más personas, por ejemplo: escuelas, hospitales,  iglesias, salas de 
espectáculos, cuarteles y centros de reunión;  
ii.   Un área al aire libre definida que sea ocupada por veinte o más personas, por ejemplo: campos  depo rtivos, 
áreas recreativas, teatro al aire libre u otro lugar público de reunión, o  
iii.   Un área destinada a fraccionamiento o conjunto habitacional o comercial que no tenga las  características de la 
clase 4.  
e)    Clase de localización 4. Cuando adiciona l a las condiciones presentadas en una clase de localización  3, prevalece 
alguna de las siguientes características:  
i.    Construcciones de cuatro o más niveles incluyendo la planta baja  
ii.   Vías de comunicación con tránsito intenso o masivo  
iii.   Insta laciones subterráneas de servicios prioritarios o estratégicas para la zona urbana.  
7.6 Separación de ductos con otras instalaciones subterráneas  
La separación entre Ductos dentro de la misma zanja debe ser de 1 m como mínimo y la separación 
entre  Ductos e n diferente zanja debe ser de 2 m como mínimo de paño a paño. Cuando no sea posible lograr 
las distancias mínimas indicadas entre Ductos se debe realizar un estudio particular de análisis de 
riesgos,  cargas, identificación de la localización del ducto, est abilidad del terreno, entre otros, en cuyo caso no 
debe  ser menor a 30 cm.  
En el caso de Ductos que crucen o se ubiquen en forma paralela a cualquier otra instalación 
subterránea  existente, se debe mantener una separación mínima de 30 cm con respecto a ella, 
exceptuando  canalizaciones de líneas eléctricas donde la separación debe ser de al menos 1 m.  
En el caso de que durante el proceso de construcción del Ducto  no sea posible mant ener la 
separación  mencionada en el párrafo anterior debido a una infraestructura existente (energética, 
hidráulica,  telecomunicaciones, ductos de servicios, entre otros), se deben tomar medidas para proteger a los 
Ductos de  agentes externos y asegurar el acceso a los mismos para fines de mantenimiento, para lo cual 
podrán  instalarse registros, divisiones o protecciones constituidas por materiales con características 
térmicas,  dieléctricas y aislantes adecuadas que brinden la protección más segura de confor midad con  lo 
establecido en  las normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, y a falta de éstas con las normas y 
lineamientosinternacionales, y a falta de éstas con las normas o códigos extranjeros.  
7.6.1  Distancias mínimas del ducto a otras construcciones  
7.6.1.1  El tendido de los ductos del Sistema de transporte debe realizarse de forma que: a) se tenga 
fácil acceso a todos sus componentes, por ejemplo, válvulas, estaciones de regulación y medición, tramp as 
de envío de diablos y registros, entre otros, con objeto de dar una adecuada operación y mantenimiento, y b) 
se observen distancias mínimas respecto de otras instalaciones, áreas de almacenamiento de 
sustancias  inflamables o peligrosas, derechos de vía de otros servicios, edificaciones y zonas urbanas, con 
objeto de  minimizar el riesgo de accidentes e impacto a la población y bienes en caso de ocurrir un incidente. 
Por lo  anterior, con relación a la Franja de seguridad del ducto, se deberán tomar las med idas siguientes:  
a)    No deberá invadir derechos de vía de otros servicios (por ejemplo, una carretera o ferrocarril), salvo  cuando la 
Franja de seguridad del Ducto lo comparta con otros ductos, en su caso.  
b)    En el caso en el que se instalen Ductos en  la modalidad de Sistema de Transporte de Gas Natural  para Usos 
Propios que, debido a la ubicación del usuario final sean instalados en clase de  localización 3 y 4 deberán 
respetarse las distancias señaladas en el numeral 7.6.2 de esta norma.  
  
c)    Deber á guardar una distancia mínima de 10 metros de cualquier edificación, con objeto de  proporcionar una 
zona de amortiguamiento y de maniobras de emergencia en caso de presentarse  un incidente  d)    Deberá situarse a no menos de 15 metros de cualquier instala ción donde se almacenen sustancias  peligrosas 
o inflamables.  
e)    Deberá situarse a más de 50 metros de centros de reunión como salas de concierto, iglesias, centros  de 
convención y parques recreativos, entre otros.  
7.6.2  Requisitos para tuberías en la pr oximidad de líneas de transmisión eléctrica  
7.6.2.1  Se deben considerar los siguientes criterios de diseño para tuberías ubicadas cerca de líneas 
de transmisión eléctricas:  
a)    Incorporar los criterios de diseño establecidos en las Normas aplicables.  
b)    Implementar medidas para evitar que las corrientes de falla que resulten de descargas eléctricas o  anomalías 
de equipo eléctrico resulten en condiciones de peligro al personal o daño al recubrimiento  y tubería. Estos 
efectos adversos pueden ocurrir cuan do una tubería se encuentra cerca de  instalaciones de aterrizado de las 
estructuras de líneas de transmisión eléctrica, subestaciones,  centrales de generación eléctrica, y otras 
instalaciones que tienen redes de tierras con elevadas  corrientes de falla.  
c)    Implementarse medidas para proteger a las tuberías de gradientes de voltaje que se encuentren  cerca de redes 
de tierra cercanas a las tuberías.  
d)    Implementar medidas para reducir a niveles aceptables, mediante dispositivos, los potenciales  eléctric os a que 
están sujetos los ductos que corren paralelos a líneas de transmisión de corriente  alterna.  
e)    Implementar medidas para reducir y mitigar los efectos eléctricos en tuberías instaladas en la  proximidad de 
líneas de transmisión de corriente direc ta y equipo auxiliar.  
f)     Implementar medidas para mitigar aspectos sobre corrosión, descargas eléctricas, interferencia  eléctrica y 
seguridad del personal.  
7.6.2.2  La separación entre un ducto de transporte y la pata o sistema de tierras de la estructu ra de una  línea 
de transmisión, debe ser la mayor posible, pero no menor de 15 metros para líneas de transmisión de  400 kV y 
10 metros para líneas de transmisión de 230  kV o menores.  
7.6.2.3  Cuando no sea posible tener las distancias mínimas recomendadas, se deben realizar estudios  tanto 
de manera previa como posterior a la instalación del ducto, que garanticen la seguridad del personal  operativo 
del sistema de transporte así como la integridad del propio sistema. Por ningún motivo la distancia  debe ser 
menor de 3 metros.  
7.7 Profundidad mínima . Para ductos de transporte enterrados, la profundidad mínima medida del lomo  de 
tubo hasta la superficie debe cumplir con lo que indica el cuadro 1 siguiente:  
Cuadro 1. - Profundidad mínima  
  
Localización  Suelo normal  Roca  
consolidada  
Centímetros (al lomo de tubo)  
Clase de localización 1  
Clase de localización 2  
Clases de localizaciones 3 y 4  
Cruzamiento con carreteras y zanjas de drenaje en caminos públicos  
Cruces de ferrocarril  60 
75 
75 
90 
120 45 
45 
60 
60 
120 
  
7.7.1  Cuando los requerimientos de profundidad mínima no puedan ser cumplidos o donde las 
cargas  externas sean excesivas, el ducto debe ser encamisado, o diseñado para soportar la carga externa 
anticipada.  
En las áreas donde se puedan llevar a cabo actividades agrícolas que requieran de arado profundo, en  áreas 
sujetas a erosión, o en áreas donde se planea la construcción de carreteras, vías de ferrocarril, entre  otras, se 
deberá considerar protección adicio nal o enterrar el ducto a una mayor profundidad.  7.7.2  Las tuberías que se instalen en un río navegable, cuerpo de agua o en puerto marítimo deben tener  una 
cubierta mínima de 120 cm en suelo normal o 60 cm en roca consolidada. Sin embargo, en estos casos  se 
permite una cubierta mínima menor al mínimo establecido de acuerdo con el numeral anterior.  
A. Diseño para tubería de acero  
7.8 Espesor de la Tubería.  El cálculo del espesor de la tubería de acero que transporta gas se determina  de 
conformidad con la fó rmula siguiente:  
 
Dónde:  
t =       espesor de pared mínimo requerido, en cm. El espesor de pared adicional requerido para cargas  adicionales 
será determinado tomando en consideración lo establecido en el numeral 7.2.  
P =     presión de diseño, en kilopascales (kPa).  
S =     resistencia mínima a la cedencia en kilopascales (kPa)  
D =     diámetro exterior especificado para la tubería,  en cm.  
F =      factor de diseño determinado conforme con lo establecido en el numeral 7.11 (Cuadro 2 y Cuadro  3) 
E =     factor de eficiencia de junta longitudinal determinado conforme con lo establecido el numeral 7.12  (Cuadro 4)  
T =      factor de corrección por temperatura determinado conforme con lo establecido en el numeral 7.13  (Cuadro 5)  
7.8.1  Limitación de valores en el diseño de tuberías. La presión de diseño de una tubería de acero se  limita 
al 75% (setenta y cinco por ciento) del valor determinado conforme con lo establecido en el numeral 7.8,  si ha 
estado sujeta a expansión en frío para alcanzar la RMC y ha sido calentada posteriormente a una  temperatura 
que exceda, en algún momento, 755 K o si la tubería ha sido mantenida por más  de una hora a  una temperatura 
superior a 589 K, salvo que este calentamiento sea por soldadura o relevado de esfuerzos.  
7.9 Resistencia mínima de  cedencia  o RMC para tuberías de acero . La RMC será la establecida en 
la especificación de la tubería.  
  
7.10 Espesor especificado . El espesor de los Ductos instalados no debe ser menor al espesor 
requerido  por diseño.  
7.11 Factor de diseño (F) para Ductos de acero . El factor a utilizar en la fórmula de diseño en el 
numeral  7.8 se determina de acuerdo con lo indic ado en el Cuadro 2:  
Cuadro 2. - Factor de diseño por densidad de población  
  
Clase de localización  Factor de diseño (F)  
1 Div. 1  0.80 (1) (2) 
1 Div. 2  0.72 
2 0.60 
3 0.50 
4 0.40 
(1)    El factor superior de 0.72 y hasta 0.8 aplica sólo para Ductos que transporten Gas natural seco, y  deberán 
atender las disposiciones que se detallan en el Apéndice III de ésta norma  
(2) Para gases diferentes al gas natural considerados en esta norma el Fac tor de Diseño no debe ser  mayor a 0.77, 
y deberán atender las disposiciones que se detallan en el Apéndice V.  
Cuadro 3. - Factores de diseño para Ductos de acero  
  
Instalaciones  Clase  de Localización  
1 2 3 4 
Div. 1  Div. 2        
Tuberías, ductos  0.80 0.72 0.60 0.50 0.40 
Cruce de vías de comunicación, sin encamisado:            
(a) caminos privados  0.80 0.72 0.60 0.50 0.40 
(b) caminos públicos no mejorados  0.60 0.60 0.60 0.50 0.40 
(c) caminos, carreteras o calles con superficie dura o ferrocarril  0.60 0.60 0.50 0.50 0.40 
Cruce de vías de comunicación con encamisado:            
(a) caminos privados  0.80 0.72 0.60 0.50 0.40 
(b) caminos públicos no mejorados  0.72 0.72 0.60 0.50 0.40 
(c) caminos, carreteras o calles con superficie dura o ferrocarril  0.72 0.72 0.60 0.50 0.40 
Ductos que corren en paralelo dentro del derecho de vías 
decomunicación:            
(a) caminos privados  0.80 0.72 0.60 0.50 0.40 
(b) caminos públicos no mejorados  0.80 0.72 0.60 0.50 0.40 
(c) caminos, carreteras o calles con superficie dura o ferrocarril  0.60 0.60 0.60 0.50 0.40 
Componentes prefabricados, ensambles, conectores, 
cabezales,  etc. 0.60 0.60 0.60 0.50 0.40 
Ductos sobre puentes  0.60 0.60 0.60 0.50 0.40 
Estaciones de regulación, medición y control  0.60 0.60 0.60 0.50 0.40 
Tubería en estaciones de compresión  0.50 0.50 0.50 0.50 0.40 
Cerca de lugares de concentración pública, tales como:  centros  de 
culto religioso, centros educativos, áreas recreativas 
ohabitacionales, etc.  0.50 0.50 0.50 0.50 0.40 
  
7.12 Factor de eficiencia de junta longitudinal (E) para Ductos de acero.  El factor de junta 
longitudinal  que se utiliza en la fórmula del numeral 7.8, se determina de acuerdo con el Cuadro 4 siguiente:  
Cuadro 4. - Factor de eficiencia de junta longitudinal soldada (E)  
  
Especificación  Clase de tubo  Factor de junta  
longitudinal (E)  
ASTM A53  Sin costura  
Soldado por resistencia eléctrica  
Soldado a tope en horno: Soldadura continua  1.00 
1.00 
0.60 
ASTM A106  Sin costura  1.00 
ASTM A135  Soldado por resistencia eléctrica  1.00 
ASTM A139  Soldado por fusión"  eléctrica  0.80 ASTM A211  Tubería de acero soldado en espiral  0.80 
ASTM A333  Sin costura  
Soldado por resistencia eléctrica  1.00 
1.00 
ASTM A381  Soldado con doble arco sumergido  1.00 
ASTM A671  Soldadura por fusión eléctrica  
Clases 13, 23, 33, 43 y 53  
Clases 12, 22, 32, 42 y 52    
0.80 
1.00 
ASTM A672  Soldadura por fusión eléctrica  
Clases 13, 23, 33, 43 y 53  
Clases 12, 22, 32, 42 y 52    
0.80 
1.00 
API 5L  Sin costura  
Soldado por resistencia eléctrica  
Soldado por  "flasheo"  eléctrico  
Soldado con arco sumergido  
Soldado a tope en horno  1.00 
1.00 
1.00 
1.00 
0.60 
Otra especificación 
oespecificación 
desconocida  Tubería con diámetro nominal igual o mayor de 101.6 mm (4")  0.80 
Otra especificación 
oespecificación 
desconocida  Tubería con diámetro nominal menor de 101.6 mm (4")  0.60 
  
7.13 Factor de corrección por temperatura (T) para tubos de acero . El factor de corrección 
por temperatura que se debe usar en la fórmula de diseño del numeral 7.8, se determina de acuerdo con 
el Cuadro 5 siguiente:  
Cuadro 5. - Factor de corrección por temperatura (T)  
  
Temperatura del gas  
K (°C)  T 
394.26 o menor (121.11 °C)  1.000  
* 422.03 (148.88 °C)  0.967  
* 449.81 (176.66 °C)  0.933  
* 477.59 (204.44 °C)  0.900  
* 505.37 (232.22 °C)  0.867  
(*) Para temperaturas intermedias del gas, el factor de corrección por temperatura se determina 
por interpolación directa.  
7.14 Esfuerzo tangencial máximo permitido.  El esfuerzo tangencial máximo permitido se determina 
por medio de la siguiente fórmula:  
 
Dónde:  
ST = esfuerzo tangencial máximo permisible (en MPa);  
P = máxima presión de operación (en MPa);  
D = diámetro exterior del tubo (en mm);  
t = espesor de pared (en mm);  
Generalmente, el esfuerzo tangencial máximo permitido se establece como un porcentaje de la RMC 
de acuerdo a lo siguiente:  
 
B. Diseño para tubería de Polietileno.  
7.15 Las tuberías de polietileno deb en cumplir con las especificaciones de la Norma NMX -E-043-SCFI -
2002  o aquella que la sustituya.  
7.16 Cuando se utilice tubería de polietileno para la conducción de gas, la máxima presión de 
operación  MPO de la tubería debe ser igual o menor a la presión de diseño, la cual se determina con alguna de 
las fórmulas siguientes:  
 
donde:  
P = presión de diseño en kPa;  
Sh = resistencia hidrostática a largo plazo en kPa, determinada a una de las siguientes temperaturas:  296 K; 
311 K; 322 K o 333 K, la cual debe ser la inmediata superior a la temperatura de operación  de la tubería;  
  
t = espes or de la tubería en milímetros, y  
D = diámetro exterior de la tubería en milímetros.  
SDR = relación del diámetro exterior promedio especificado entre el espesor de pared mínimo  especificado.  
7.16.1  Limitaciones de diseño de la tubería de polietileno:  
a)    La presión de diseño no debe exceder la presión manométrica de 689 kPa, y  
b)    No se debe usar tubería de polietileno cuando la temperatura de operación del material sea menor de  244 K, o 
mayor que la temperatura a la cual se determinó la resistencia hid rostática a largo plazo  (Sh) que se aplicó en 
la fórmula del inciso 7.14 para calcular la presión de diseño. En ningún caso  puede exceder 353 K.  
c)    El espesor de pared de la tubería de polietileno no puede ser, bajo ninguna circunstancia menor de  1.57 m m 
C. Diseño para tubería de Poliamida.  
7.17 La tubería de poliamida sin plastificante debe cumplir con los requisitos de esta norma y estar  fabricada 
de acuerdo con lo establecido en las normas oficiales mexicanas,  normas mexicanas, y a falta de  éstas con las 
normas y lineamientos internacionales, y a falta de esta con las normas o códigos extranjeros.  
7.18 Cuando se utilice tubería de poliamida sin plastificante para la conducción de gas, la máxima presión  de 
operación MPO de la tubería debe ser igual o me nor a la presión de diseño que se determina con la  fórmula 
siguiente:  
 
donde: 
P = Presión de diseño en MPa  
MRS = esfuerzo mínimo requerido en MPa  
SDR = relación del diámetro exterior promedio especificado entre el espesor de pared mínimo especificado  
C = factor de seguridad (2 ó mayor)  
7.19 Limitaciones de diseño de la tubería d e poliamida:  
a) La máxima presión de operación no debe exceder la presión manométrica de 1,800 kPa cuando la  tubería 
de poliamida se fabrique con una poliamida sin plastificante cuyo MRS sea igual a 18 y de 1,600 kPa  cuando el 
MRS sea igual a 16.  
b) No se debe utilizar tubería de poliamida cuando la temperatura de operación del material sea menor 
de 233 K, o mayor que la temperatura de 353 K.  
c) El espesor de pared de la tubería de poliamida sin plastificante no puede ser, bajo ninguna  circunstancia 
menor de 3.0 mm.  
D. Componentes del sistema  
7.20 Especificaciones técnicas y requerimientos de seguridad.  Esta sección establece 
las especificaciones técnicas, así como los requerimientos mínimos sobre seguridad que deben satisfacer 
los componentes del Sist ema de Transporte. Adicionalmente, establece los requerimientos para la 
protección  contra sobrepresiones accidentales y proporciona:  
a)    Especificaciones y selección de las partes y accesorios de los ductos de transporte;  
  
b)    Métodos adecuados para h acer las conexiones de los ramales;  
c)    Consideraciones relativas a los efectos por cambios de temperatura, y  
d)    Métodos adecuados para soportar y dar anclaje a los ductos, ya sean expuestos o enterrados.  
7.21 Requisitos generales . Cada componente de un Ducto debe resistir la presión de operación y 
otras  cargas previsibles, sin que se afecte su capacidad de servicio.  
Los componentes deben contar con sus correspondientes Reportes de Pruebas de Materiales y 
sus respectivos informes de resultados de prueb as emitidos en términos de la Ley Federal sobre Metrología 
y Normalización.  
7.22 Válvulas.  Todas las válvulas deben satisfacer los requerimientos establecidos en las normas 
oficiales  mexicanas, normas mexicanas, y a falta de éstas con las normas y lineamie ntos internacionales, y a 
falta de  éstas con las normas o códigos extranjeros. Una válvula no se debe utilizar bajo condiciones de 
operación  que superen los rangos aplicables de presión -temperatura contenidos en las 
especificaciones  correspondientes de fab ricación.  
7.23 Bridas y sus accesorios.  Las bridas y sus accesorios deben cumplir con los 
requerimientos  establecidos en las Normas Oficiales Mexicanas, Normas Mexicanas, y a falta de éstas con las 
normas y  lineamientos internacionales, y a falta de éstas con las normas o códigos extranjeros.  
7.23.1  Los ensambles bridados deben resistir la MPOP del sistema de transporte y mantener 
sus propiedades físicas y químicas a cualquier temperatura a la que se prevé puedan llegar a estar sujetos 
en servicio.  
7.24 Accesorios estándar.  El espesor mínimo de pared de los accesorios roscados debe ser igual o  mayor 
al especificado para las presiones y temperaturas señaladas en las Normas Oficiales Mexicanas,  Normas 
Mexicanas, y a falta de éstas con las normas y line amientos internacionales, y a falta de éstas con las  normas 
o códigos extranjeros.  
7.24.1  Cada accesorio de acero soldable a tope, debe soportar rangos de resistencias a presión 
y temperatura igual a las que tendría una tubería del mismo material o equival ente. En caso de que se tenga  que 
diseñar un accesorio, la resistencia a la ruptura de éste debe ser, al menos, igual a la resistencia a la  ruptura 
del material y espesor de la tubería seleccionada para crear dicho accesorio. Antes de incorporar el  accesor io, 
se debe probar un prototipo a la Máxima Presión de Operación Permisible (MPOP) del sistema de  transporte.  
7.25 Dispositivos para corridas de diablos.  Los Ductos se deben diseñar y construir para permitir el  paso 
o corrida de dispositivos de inspección interna. Esta disposición no es aplicable a:  
a)    Tuberías en estaciones de compresión, medición o regulación;  
b)    Tubería asociada con las instalaciones de recepción o entrega;  c)    Diámetros de tubería par a los cuales no existe un dispositivo instrumentado de inspección interna, y  
d)    Tuberías interconectadas a un sistema de distribución cuya operación esté ligada a la de dicho  sistema, que 
estén instaladas en clases de localización 4.  
Los ductos de acero  al carbono deben considerar en su diseño y construcción la instalación de trampas 
de envío y recibo de dispositivos de limpieza e inspección interna para la evaluación de la integridad del 
sistema.  Las trampas deben tener las dimensiones requeridas para l a introducción de las partes o componentes 
de dichos dispositivos, en la sección de envío, y para la recepción y alojamiento, en las de recibo. Los 
equipos  de inspección interna deben ser elegidos de tal forma que sean capaces de detectar la mayor cantidad  
de amenazas posibles al sistema y con los resultados obtenidos se debe evaluar la integridad mecánica de 
todas  las indicaciones detectadas, aplicando las metodologías de evaluación de códigos, normas, 
especificaciones y  mejores prácticas recomendadas apli cables a nivel internacional en los Ductos. El operador 
debe mantener el  historial y resultados de todas las corridas de inspección interna.  
Cuando por razones técnicas se diseñen Ductos que no cuenten con instalaciones de envío y recibo 
de diablos, se deb en establecer los métodos de evaluación de la integridad de los Ductos, de tal forma que 
se garantice su integridad mecánica.  
7.26 Perforaciones al Ducto . Cada accesorio mecánico utilizado para realizar una perforación a un 
Ducto  en servicio, se debe diseñar, como mínimo, para la MPOP del sistema de transporte de acuerdo a 
lo establecido en esta Norma.  
7.27 Componentes prefabricados.  Todo Componente debe cumplir con lo establecido por esta Norma  así 
como con las Normas Oficiales Me xicanas, Normas Mexicanas, y a falta de éstas con las normas y  lineamientos 
internacionales, y a falta de éstas con las normas o códigos extranjeros.  
7.27.1  En tuberías que van a operar a un esfuerzo equivalente mayor al 30% de la RMC no se deben  utilizar 
componentes fuera de lo establecido en esta Norma conocidos comúnmente como, tapones, punta de  lápiz, 
cáscara de naranja, codos mitrados, tee de inserto, tapas a gajos y tapas de placa entre otros.  
7.28 Conexiones para ramales.  La conexión para un ramal, y a sea en forma de una conexión sencilla, o  de 
un cabezal aislado o múltiple como una serie de conexiones, se debe diseñar de tal forma que la  resistencia del 
ducto no se vea disminuida. Se deben considerar los esfuerzos remanentes en la pared del  ducto deb idos a las 
aberturas en él o en el cabezal, los esfuerzos de corte producidos por la presión que actúa  sobre el área del 
ramal abierto y cualquier carga externa ocasionada por efectos térmicos, peso y vibración.  
7.29 Salidas extruidas.  Las salidas extruida s se deben diseñar para las condiciones de servicio previstas  y 
tener, cuando menos, una resistencia igual a la de fabricación del tubo y de otros accesorios en la tubería a  la 
cual están integradas.  
7.30 Flexibilidad.  El sistema de ductos y accesorios se debe diseñar con flexibilidad para evitar que 
la expansión o contracción causen esfuerzos excesivos en la tubería o sus componentes, como 
deformaciones,  dobleces muy pronunciados, cargas anormales en las uniones, fuerzas indeseables, o 
momentos de palanca  en puntos de conexión al equipo, o en los puntos de anclaje o guía.  
7.31 Soportes y anclajes.  La tubería y su equipo asociado debe tener anclajes y soportes para:  
a)    Evitar esfuerzos excesivos al conectarla con equipos en operación;  
b)    Resistir las f uerzas longitudinales causadas por una flexión o desviación en la tubería, y  
c)    Evitar o amortiguar la vibración excesiva.  
d)    Resistir el impacto de transitorios en la operación del sistema de transporte, tales como cambios  súbitos de 
presión, entre otros.  
7.31.1  La tubería superficial debe tener soportes o anclajes para proteger las uniones de los tubos  sometidos 
a fuerzas causadas por presión interna o por cualquier otra fuerza adicional debida a la expansión,  contracción 
o por el peso del tubo, los componentes y sus contenidos.  
7.31.2  Los soportes o anclajes en una tubería superficial se deben construir con material resistente al  medio 
ambiente, no combustible y ser diseñados e instalados considerando lo siguie nte: 
a)    Una libre expansión y contracción de la tubería entre soportes o anclajes;  
b)    Las condiciones de servicio involucradas, y  
c)    Movimiento de la tubería que pudiera provocar desacoplamiento del equipo y del soporte.  
7.31.3  Los soportes de una  tubería superficial, operada a un nivel de esfuerzo equivalente de 30% o más  de 
la RMC deben cumplir con lo siguiente:  a)    Evitar ser soldados directamente a la tubería;  
  
b)    Estar construidos por un elemento que circunde completamente a la tubería, y  
c)    Cuando un miembro circundante se suelde a la tubería, la soldadura deberá ser continua y cubrir la  totalidad de 
la circunferencia.  
7.31.4  La tubería subterránea que esté con ectada a otra tubería de mayor rigidez u otro objeto fijo debe  tener 
flexibilidad para amortiguar posibles movimientos, expansiones, contracciones o vibraciones, y en su  caso tener 
el anclaje suficiente que limite el movimiento de la tubería. Asimismo, las  tuberías subterráneas  donde se 
conecten ramales nuevos deben tener cimientos firmes para el cabezal a fin de evitar movimientos  laterales y 
verticales que dañen las tuberías.  
C. Estaciones de compresión  
7.32 Localización del área de compresión.  Las estaci ones de compresión se deben localizar en 
terrenos  que estén bajo el control del operador del sistema de transporte. La estación debe estar en un área 
libre, con  el objeto de prevenir, en la eventualidad de un incendio, que éste traspase los límites de prop iedad o 
se extienda hacia otras propiedades colindantes. El espacio libre alrededor del área principal de 
compresión  debe permitir la libertad de movimiento del equipo contra incendio.  
7.33 Construcción de la estación de compresión.  El edificio de la estac ión de compresión se 
debe  construir con materiales no combustibles.  
7.34 Salidas.  El piso de operación de una instalación de compresión debe tener, al menos, dos 
salidas  separadas y no obstaculizadas, ubicadas de tal manera que proporcionen posibilidad de escape y paso 
sin obstrucción a un lugar seguro. El cerrojo de las puertas de salida de emergencia debe accionar 
rápidamente  desde el interior sin necesidad de una llave. Las puertas oscilatorias localizadas en una pared 
exterior deben  abrir hacia afuera del recinto correspondiente y contar con barras de pánico.  
7.35 Áreas cercadas.  La cerca perimetral de la estación de compresión debe tener, al menos, dos 
puertas  localizadas de manera que faciliten la salida a un lugar seguro o contar c on otras vías de escape que 
permitan  evacuar rápidamente el área. Las puertas se deben localizar en un radio de 30 m de cualquier edificio 
de la  estación de compresión y deben abrir hacia afuera libremente y desde el interior sin llave.  
7.36 Instalaciones eléctricas.  El equipo eléctrico y la instalación del alumbrado en las estaciones 
de compresión deben cumplir con los requerimientos mínimos establecidos en las Norma Oficial 
Mexicana  NOM -001-SEDE -2012, o aquella que la sustituya.  
7.37 Remoción de líquidos.  Se debe instalar un tanque separador para evitar la entrada de líquidos 
al compresor debido a la posible condensación de vapores contenidos en el Gas bajo condiciones previstas 
de presión y temperatura o al arribo accidental de líquidos con la corriente d e gas.  
7.37.1  Los tanques separadores usados para remover líquidos entrampados en una estación de  compresión 
deben:  
a)    Contar con medios de operación manual para remover los líquidos.  
b)    Disponer de instalaciones automáticas de remoción de líquidos, dispositivos de paro automático del  compresor, 
o como mínimo una alarma de alto nivel de líquido, cuando exista la posibilidad de que el  líquido pueda 
introducirse al compresor.  
c)    Fabricarse en conformidad con lo establecido en las normas oficiales mex icanas, normas mexicanas,  y a falta 
de éstas con las normas y lineamientos internacionales, y a falta de éstas con las normas o  códigos extranjeros 
para calentadores y recipientes a presión, excepto para aquellos separadores de  líquido construidos de tubo y 
accesorios sin costura interna, a los cuales se les aplicará un factor  de diseño máximo de 0.4.  
7.38 Paro de emergencia y sistemas de seguridad.  Las estaciones de compresión deberán contar 
con dispositivos para efectuar el paro de emergencia de la estaci ón así como con válvulas de corte de 
activación  remota para la protección del Sistema.  
  
La operación del sistema de paro de emergencia debe tomar en cuenta, al menos las siguientes acciones:  
a)    Bloqueo del gas que entra o sale de la estación dependiend o de la filosofía de operación;  
b)    Descarga del gas por la tubería de desfogue localmente a un cabezal de venteo o a un quemador, en  cualquier 
caso bajo condiciones seguras;  c)    Proporcionar los medios para el par o del equipo de compresión en forma segura, y evitar el bloqueo  de los 
circuitos eléctricos que abastecen el alumbrado de emergencia necesario para apoyar al  personal de la estación 
en la evacuación del área de compresión y los circuitos eléctricos necesar ios para proteger al equipo en caso 
de permanecer energizado.  
d)    Operar por lo menos desde dos localizaciones, cada una de las cuales esté:  
  Fuera del cuarto de compresores;  
  Cerca de las puertas de salida, si la estación de compresión está cercada, o cercano a las  salidas de emergencia 
si la estación no está cercada, y  
  A no más de 150 m de los límites de la estación de compresión.  
7.38.1  El Permisionario o Transportista deb e evaluar mediante un análisis de riesgos, la necesidad 
de incorporar sistemas instrumentados de seguridad de prevención en cada estación de compresión, los 
cuales  deberán cumplir con las normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, y a falta de éstas con  las 
normas y  lineamientos internacionales, y a falta de éstas con las normas o códigos extranjeros.  
7.38.2  Si la estación de compresión suministra gas directamente a un sistema de distribución que no 
tiene  ninguna otra fuente de gas disponible, el sistema  de paro de emergencia deberá ser diseñado para evitar 
que opere de manera equivocada y deje sin servicio al sistema de distribución.  
7.38.3  Si la estación de compresión está ubicada en una plataforma costa fuera o en cuerpos de 
aguas  navegables, la estaci ón de compresión deberá estar diseñada de tal forma que el sistema de paro 
de emergencia pueda accionarse automáticamente en los casos siguientes:  
a)     Cuando la presión de gas exceda un 15% la máxima presión de operación permisible.  
b)    Cuando la esta ción de compresión se encuentre dentro de un edificio:  
  En caso de incendio del edificio, o  
  Cuando la concentración de gas en aire alcance el 50% del límite inferior de inflamabilidad  dentro del edificio.  
7.39 Dispositivos de limitación de presión.  Las estaciones de compresión deben contar con 
dispositivos  de relevo de presión u otros dispositivos de protección con la capacidad y sensibilidad adecuada 
para que la  MPOP de la tubería y equipo de la estación de compresión no se exceda más de 10%.q  
7.39. 1 Las líneas de venteo que liberen el gas de las válvulas de relevo de presión de una estación 
de compresión deben soportarse adecuadamente y extenderse hasta un lugar donde el gas pueda 
ser descargado sin peligro.  
7.40 Equipo de seguridad adicional.  El eq uipo de seguridad de una estación de compresión debe tener  lo 
siguiente:  
a)    Instalaciones de protección contra incendio de acuerdo a lo establecido en las normas oficiales  mexicanas, 
normas mexicanas, y a falta de éstas con las normas y lineamientos int ernacionales, y a  falta de éstas con las 
normas o códigos extranjeros. Las bombas de agua contra incendio, que en su  caso estén previstas en el diseño 
del sistema contra incendio y formen parte de las instalaciones del  mismo, no deben interrumpir su operac ión 
al accionarse el sistema de paro de emergencia;  
b)    Además del paro de emergencia, los compresores deben incluir sistemas de paro por sobrevelocidad  
(excepto en motores de inducción eléctrica o sincrónicos), baja o alta presión del combustible, falla  de 
lubricación, adicionalmente a las que el fabricante especifique.  
c)    Un dispositivo de paro o alarma que opere en caso de enfriamiento deficiente de la unidad;  
d)    Los motores que operen con inyección de gas deben contar con un dispositivo que cier re automáticamente la 
alimentación del gas y ventile el múltiple de distribución al paro del motor, y  
e)    Los silenciadores de los motores de gas deben tener ranuras u orificios de ventilación en los  difusores de cada 
compartimento para evitar que el gas  quede atrapado en el silenciador.  
7.41 Ventilación.  Los edificios de las estaciones de compresión deben estar suficientemente ventilados 
de acuerdo con las normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, y a falta de éstas con las normas 
y lineamientos internacionales, y a falta de éstas con las normas o códigos extranjeros para asegurar que 
el personal no esté en peligro por la acumulación de Gas en los cuartos, sótanos, áticos, fosas u otros 
lugares  cerrados.  
D. Válvulas en tuberías de tra nsporte  7.42 Válvulas de seccionamiento.  El ducto debe contar con válvulas de seccionamiento a lo largo de 
su trayectoria, e instalarse como a continuación se menciona pero sin exceder la distancia marcada de 
acuerdo  con su clase de localización:  
a)    Cualquier punto de un ducto ubicado en una clase de localización 1 debe estar a 16 (dieciséis)  kilómetros de 
una válvula como máximo;  
b)    Cualquier punto de un ducto ubicado en una clase de localización 2 debe estar a 12 (doce)  kilómetros de una 
válvula como máximo;  
c)    Cualquier punto en un ducto ubicado en una clase de localización 3 debe estar a 8 (ocho) kilómetros  de una 
válvula como máximo, y  
d)    Cualquier punto en un ducto ubicado en una clase de localización 4 debe est ar a 4 (cuatro)  kilómetros de una 
válvula como máximo.  
7.42.1  En caso de restricciones físicas o de accesibilidad, el espaciamiento entre válvulas de  seccionamiento 
puede ser modificado para permitir que la válvula sea instalada en un lugar accesible.  
7.42.2 Instalación de válvulas de seccionamiento. Se deben instalar válvulas de seccionamiento de  acuerdo 
con lo siguiente:  
a)    Antes y después del cruce de ríos, lagos o lagunas;  
b)    Antes y después del cruce de fuentes de abastecimiento de agua para cons umo humano, y  
c)    En cada conexión de un ramal (lateral) al ducto principal, de manera que su ubicación sea lo más  cercana al 
ducto principal  
d)    En las entradas y salidas de las estaciones de compresión.  
e)    En las proximidades de zonas residenciale s, comerciales e industriales, la máxima separación debe  ser de 12 
kilómetros.  
f)     En aquellas zonas donde la mancha urbana o los desarrollos de vivienda y edificaciones de diversa  índole se 
encuentren a distancias menores de la Franja de seguridad del Ducto a las establecidas en  el numeral 9.3 o, 
en caso extremo, invadiendo la Franja de seguridad, el espaciamiento entre  válvulas resultará de la evaluación 
de un estudio de riesgos as í como del análisis de las  consecuencias a la población y sus bienes, con objeto de 
minimizar el daño a éstas. Asimismo, en  este supuesto, se deberá considerar la instalación de válvulas de 
seccionamiento automáticas, dadas  las condiciones precarias de acc eso al Sistema de transporte y a la 
necesidad de restringir el flujo de  
gas natural en el menor tiempo posible en caso de presentarse una fuga.  
7.43 Válvulas de seccionamiento y sus dispositivos.  Las válvulas de seccionamiento y sus 
dispositivos  operativos  en el ducto deben cumplir con lo siguiente:  
a)    Localizarse en lugares accesibles, protegidas contra daños o manipulaciones externas, y 
soportadas  adecuadamente para evitar movimientos de la tubería a la que están conectadas;  
b)    Ubicarse fuera de der echos de vía de terceros;  
c)    Se debe analizar la ubicación estratégica y espaciamiento de las válvulas de seccionamiento en  áreas 
industriales, comerciales y residenciales donde las actividades cotidianas o de construcción  puedan representar 
un riesgo p articular de daño externo al ducto o de acceso a dichas válvulas;  
d)    Los tramos de tubería que se encuentren entre válvulas deben tener una válvula con una capacidad  de desfogue 
que permita que la tubería opere de acuerdo con las necesidades del sistema  de transporte;  
e)    El desfogue de la válvula se debe dirigir de tal manera que el gas pueda ser liberado a la atmósfera  sin peligro, 
y 
f)     Si el ducto se encuentra adyacente a una línea de transmisión eléctrica, el desfogue se debe situar a  una 
dista ncia igual o superior a la distancia mínima de seguridad de acuerdo con lo establecido en  las Normas 
aplicables.  
E. Registros  
7.44 Requisitos de diseño.  Los registros subterráneos para válvulas, estaciones de relevo de presión 
de regulación de presión, deb en: 
a)    Resistir las cargas externas a las que se pueden ver sometidos y proteger el equipo instalado;  b)    Contar con un espacio de trabajo que permita que el equipo requerido en el registro se pueda  instalar, operar y 
mantener;  
c)    Construirse de ma nera que los tubos que crucen las paredes o que se encuentren dentro de un  registro sean de 
acero, exceptuando la tubería de control e instrumentación que puede ser de cobre.  Cuando un tubo cruce la 
estructura del registro, se debe evitar el paso de gases o líquidos a través  de la abertura y evitar deformaciones 
en el tubo, y  
d)    En caso de contar con equipo eléctrico, éste deberá cumplir con los requerimientos mínimos  establecidos en las 
normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, y a falta de éstas con las  normas y lineamientos 
internacionales, y a falta de éstas con las normas o códigos extranjeros.  
7.45 Accesibilidad.  Los registros subterráneos para válvulas, estac iones de relevo de presión o 
de regulación de presión deben estar localizados en lugares accesibles, fuera de derechos de vía de terceros y 
lo más alejado posible de:  
a)    Cruzamientos de calles o puntos donde el tráfico sea pesado o intenso;  
b)    Puntos  de elevación mínima, cuencas de recolección, o lugares donde la cubierta de acceso  estuviera en el 
cauce de aguas superficiales, y de  
c)    Instalaciones de agua, eléctricas, telefónicas, tuberías de vapor, entre otras.  
7.46 Sellado, venteo y ventilación.  Los registros subterráneos o fosa de techo cerrado para 
ductos,  válvulas, estaciones de relevo de presión o de regulación de presión deben estar sellados, venteados 
o ventilados como se indica a continuación:  
  
a)    Cuando el volumen interno exceda 6 m³:  
  Contar con dos ductos de ventilación que tengan al menos el efecto de ventilación de una  tubería de 10 cm de 
diámetro. Los ductos deben contar con una altura que permita la descarga y  dispersión del gas y evitar la 
formación de una mezcla explosiva.  
  Disponer de ventilación suficiente para minimizar la formación de una atmósfera explosiva en el  interior, y  
b)    Cuando el volumen interno sea mayor de 2 m³  pero menor de 6 m³:  
  Si el registro o fosa está sellado, la cubierta de ajuste hermético debe tener orificios que puedan  abrirse con el 
objeto de detectar una mezcla explosiva. Se debe contar con los medios para  probar la atmósfera interna antes 
de retirar la cubierta;  
  Si el registro o fosa cuenta con ventilación, debe existir un medio para evitar que fuentes  externas de ignición 
alcancen la atmósfera del registro, o  
  Si el registro o fosa está ventilado deberán aplicarse los incisos a) o c) de este numeral.  
c)    Si un re gistro o fosa considerado en el inciso (b) anterior, está ventilado por las aberturas en las  cubiertas o por 
rejillas y la relación entre el volumen interno (en m³) y el área efectiva de ventilación  de la cubierta o rejilla (en 
m²), es igual o menor a 6.0,  no se requiere de una ventilación adicional.  
7.47 Drenaje.  Los registros subterráneos para válvulas, estaciones de relevo de presión o de regulación  de 
presión deben diseñarse para reducir al mínimo la entrada de agua a los mismos.  
7.47.1  Un registro que contenga una tubería de gas no debe estar conectado al drenaje municipal o 
a ninguna otra estructura subterránea.  
F. Protección contra sobrepresión accidental  
7.48 Requerimientos generales . El ducto que esté conectado a un compresor o a una fuente de gas  donde 
la falla del control de presión o de algún otro tipo de falla, puedan resultar en una presión que exceda a  su 
MPOP debe tener dispositivos de relevo o de limitación de presión que cumplan con los requerimientos de  los 
numerales 7.51 y 7.52 y adicional mente, ser un sistema redundante. Se debe instalar un sistema para  prevenir 
una sobrepresión accidental tal como: válvula de relevo, un regulador en monitor instalado en serie  con el 
regulador primario o una serie de reguladores instalados corriente arriba  del regulador primario.  
7.49 Requerimientos para el diseño . A excepción de los discos de ruptura, cada dispositivo de relevo y  de 
limitación de presión, debe cumplir con lo siguiente:  
a)    Estar construido con materiales que no se dañen por la corrosión durante la operación del  dispositivo;  b)    El dimensionamiento, selección e instalación debe estar de acuerdo con lo establecido en las normas  oficiales 
mexicanas, normas mexicanas, y a falta de éstas con las normas y lineamientos  internacionales, y a fal ta de 
éstas con las normas o códigos extranjeros. Las válvulas y los asientos  de válvulas deben estar diseñados de 
tal forma que eviten trabarse en una posición que haga  inoperante al dispositivo;  
c)    Estar instalados de tal manera que sea posible determ inar: 
  Que el dispositivo esté libre;  
  La presión a la cual están operando, y  
  La ausencia de fugas cuando están en posición cerrada.  
  
d)    Estar sostenido con soportes de material que no sea combustible;  
e)    Tener tiros, ventilas o puertos de salida diseñados para prevenir la acumulación de agua, hielo o  nieve, 
localizados donde el gas pueda descargarse a la atmósfera sin riesgos innecesarios;  
f)     Estar diseñado e instalado de tal manera que el tamaño de la s aberturas, el tubo, los accesorios  localizados 
entre el sistema a ser protegido y el dispositivo de relevo de presión y el tamaño de la  línea de venteo, sean 
adecuados para evitar la vibración del dispositivo y prevenir la disminución de  su capacidad de desfogue;  
g)    Cuando se instale un dispositivo para proteger de sobrepresión al sistema de transporte, dicho  dispositivo se 
debe diseñar e instalar previendo cualquier incidente aislado, tal como una explosión  por acumulación de gas o 
ser dañado por un v ehículo;  
h)    A excepción de la válvula que aísla el sistema de su fuente de presión, el dispositivo se debe diseñar  para 
impedir la operación no autorizada, que provoque la inoperancia del dispositivo regulador de  presión o la de la 
válvula de desfogue, y 
i)     Tener la capacidad para liberar el gas localmente o a un sistema de desfogue bajo condiciones  seguras.  
j)     Deben ser instalados con una válvula de bloqueo a manera de facilitar su reemplazo durante la  operación de las 
instalaciones, para realiz arle pruebas o mantenimiento al dispositivo desmontado.  Dichas válvulas de bloqueo 
deben permanecer con candado en posición abierta durante la operación  de las instalaciones y sólo se retirará 
el candado para maniobras de reemplazo de dispositivos de  relev o de presión.  
7.50 Capacidad requerida.  Los dispositivos de desfogue, de limitación de presión o grupo de 
dispositivos  instalados para proteger un sistema de transporte deben contar con la capacidad que requiera el 
sistema e  instalarse para operar dentro d e los límites de seguridad.  
G. Estaciones regulación y/o medición y en su caso trampas de d iablos  
7.51 Ubicación . La localización de estas instalaciones debe cumplir con los lineamientos siguientes:  
a)    Tener las distancias mínimas perimetrales de protección de acuerdo con el Cuadro 6 siguiente.  
Cuadro 6. - Distancias mínimas de protección  
  
Concepto  (en metros)  
Concentración de personas  5 
Fuentes de ignición  5 
Motores eléctricos  5 
Subestaciones eléctricas  5 
Torres de alta tensión  5 
Vías de ferrocarril  5 
Caminos o calles con paso de vehículos  5 
Almacenamiento de materiales peligrosos  15   
b)    Estar fuera de las zonas fácilmente inundables o aquéllas en las que pudiera haber acumulamiento  de gases en 
caso de fuga.  
c)    Estar en lugares de fácil acceso.  
d)    Ubicarse fuera de derechos de vía de terceros.  
d)    En caso que no cumplir las distanc ias indicadas en el Cuadro 6, se deberán justificar las medidas  adicionales 
de protección.  
7.52 Obra civil.  La estación de medición y regulación debe cumplir con los requisitos siguientes:  
a)    Diseñarse con materiales no combustibles.  
b)    Construirse e n función de las dimensiones de la tubería y considerar el espacio necesario para la  protección de 
los equipos e instrumentos que permita las actividades de operación y mantenimiento;  
c)    Tener una ventilación cruzada a favor de los vientos dominantes pa ra garantizar que el personal que  opera, 
mantiene, inspecciona y supervisa la instalación no corra riesgos por acumulación de gases;  
d)    Estar cercada y tener puertas que permitan el acceso al personal y al equipo para que se realicen los  trabajos 
de operación, mantenimiento e inspección. El acceso debe ser restringido y las puertas  contar con candado, y  
e)    Contar con accesos para atención a emergencias.  
7.53 Obra eléctrica . La instalación eléctrica de una estación de regulación y/o medi ción debe cumplir 
con normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, y a falta de éstas con las normas y 
lineamientos  internacionales, y a falta de éstas con las normas o códigos extranjeros.  
7.54 Obra mecánica . La estación de regulación y/o medición debe c umplir con los requisitos siguientes:  
a)    Contar con una válvula de seccionamiento en la tubería de alimentación a la estación de regulación y  medición 
que cumpla con las características siguientes:  
  Estar ubicada en un lugar accesible y protegida cont ra daños que pudieran ocasionar terceras  personas y a una 
distancia segura de la estación;  
  Contar con mecanismos para accionarla de acuerdo con sus especificaciones;  
  Estar bien soportada mecánicamente para prevenir esfuerzos en la tubería, y  
  
  Estar diseñada para que la presión de diseño sea igual o mayor a la presión de operación del  ducto.  
b)    Tener instalado un separador de líquidos antes de la medición y regulación en caso de considerarse  necesario;  
c)    En su caso contar con líneas de desví o (by -pass) para mantenimiento, sin necesidad de interrumpir  el suministro 
de gas;  
d)    Contar con dispositivos de seguridad para protegerla de cualquier sobrepresión;  
e)    En caso de contar con válvulas de seguridad que desfoguen a la atmósfera, el vent eo debe  prolongarse hasta 
una altura que permita dispersar el gas sin que presente riesgos al personal o a  las instalaciones;  
f)     Los procedimientos de soldadura empleada para la instalación de la estación se deben calificar de  acuerdo con 
las normas of iciales mexicanas, normas mexicanas, y a falta de éstas con las normas y  lineamientos 
internacionales, y a falta de éstas con las normas o códigos extranjeros;  
g)    En tubería superficial que requiera de acceso para mantenimiento, la parte inferior de ésta debe tener  una altura 
mínima de 0.65 metros sobre el nivel del piso y, de acuerdo con esta altura, construir los  soportes;  
h)    Para el caso de estaciones de regul ación y medición compactas en gabinete, la parte inferior de las  tuberías 
deberá tener una altura mínima de 0.25 metros sobre el nivel del piso.  
i)     Se deben considerar los esfuerzos previsibles en los soportes de la tubería y accesorios;  
j)     La tube ría y los accesorios que van enterrados se deben proteger contra la corrosión, de acuerdo  con lo 
establecido en el Apéndice I de esta Norma;  
k)    La tubería y los accesorios superficiales se deben proteger contra la corrosión de acuerdo con lo  establecido  en 
esta norma;  l)     Se deben instalar válvulas de bloqueo en las conexiones para la instalación de instrumentos, y  
m)   Contar con los Diagramas de Arreglo de Tubería (DAT) y Diagramas de Tubería e Instrumentación  (DTI).  
7.55 Reguladores . Los reguladore s deben cumplir con los requisitos siguientes:  
a)    La capacidad nominal debe ser superior al consumo estimado para la hora pico de la demanda;  
b)    La presión de diseño debe ser superior a la máxima presión de operación esperada en la estación de  regula ción 
y medición;  
c)    El diámetro de la tubería a la que se conecta el regulador no debe ser menor al diámetro de las  conexiones de 
éste;  
d)    En la instalación del regulador se deben tomar en cuenta las recomendaciones del fabricante;  
e)    Cuando el di señador lo considere conveniente, se puede diseñar la estación de regulación y  medición con uno 
o más pasos de regulación;  
f)     Prevenir un fallo en el regulador para lo cual se deberá contar con un dispositivo de seguridad que  proteja de 
sobrepresión a la estación de regulación y medición y a las instalaciones aguas arriba que  se les suministra 
Gas;  
g)    En caso de que la reducción de presión ocasione congelamiento en los reguladores, éstos deben  contar con los 
elementos necesarios para evitarlo, y  
h)    En caso de considerarse necesario, además de los separadores de líquidos, se pueden instalar filtros  
para retener partículas sólidas que pueda arrastrar el Gas.  
7.56 Medidores.  En la estación de regulación y medición se pueden instalar medidores de difer entes 
tipos,  de acuerdo con sus rangos de capacidad. La instalación de medidores deberá considerar lo siguiente:  
a)    Se debe realizar de acuerdo con las normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, y a falta de  éstas con las 
normas y lineamientos internacionales, y a falta de éstas con las normas o códigos  extranjeros.  
b)    En todos los casos se deben observar las recomendaciones de los fabricantes de los medidores, con  relación a 
diámetros de las tuberías, cone xiones y distancia a otros aparatos o accesorios en  la instalación.  
c)    Los medidores instalados en las estaciones de regulación y medición deben ser del tipo  generalmente utilizado 
en la industria del gas.  
d)    El medidor debe ser especificado o selecc ionado de acuerdo a la presión máxima de operación de la  estación 
de regulación y medición.  
e)    Cuando la presión del gas no sea constante, se debe instalar al medidor un corrector de la lectura  por presión 
y, si es el caso, por temperatura.  
La verificac ión de la calibración de los medidores se debe hacer siguiendo las recomendaciones 
del fabricante. El periodo de tiempo entre las verificaciones de los medidores se debe establecer en 
los procedimientos de operación y mantenimiento.  
H. Control de la corrosión en tuberías.  
Para la protección y/o control de la corrosión de las tuberías de los sistemas de transporte de gas 
que se encuentren enterrados o sumergidos serán aplicables las disposiciones del Apéndice I de esta Norma 
Oficial  Mexicana.  
Esta sección establece los requerimientos mínimos para la protección de los sistemas de tuberías y 
sus componentes metálicos contra la corrosión interna y externa. Las tuberías existentes y nuevas que 
califiquen  para uso bajo esta Norma Oficial Mex icana deben satisfacer los requerimientos de esta sección.  
7.57 Corrosión externa.  Las tuberías se deben proteger contra la corrosión utilizando un sistema 
de recubrimiento anticorrosivo y de protección catódica, salvo lo permitido por el numeral 3.2 del A péndice 
I de esta Norma Oficial Mexicana. Se deberán tomar las medidas adecuadas para la selección, 
instalación,  inspección y evaluación de los sistemas de protección contra la corrosión.  
7.57.1  Recubrimiento anticorrosivo aplicado en planta.  
La preparació n, aplicación y pruebas del recubrimiento deberá cumplir, como mínimo, con lo siguiente:  
a)    Ser aplicado a la superficie de la tubería previamente preparada y limpia;  b)    Tener la suficiente adhesión a la superficie metálica del tubo para evitar la in troducción de la  humedad entre el 
recubrimiento y el tubo;  
c)    Ser suficientemente dúctil para evitar agrietamientos;  
d)    Ser suficientemente resistente contra daños por el manejo de la tubería y por esfuerzos ocasionados  por el 
suelo;  
e)    Ser de una resistencia dieléctrica que permita cumplir con los criterios de protección catódica  establecidos en 
esta norma considerando las condiciones de campo y de baja capacidad de  absorción de humedad;  
f)     Contar con el Reporte de Pruebas de Materia les del recubrimiento.  
7.57.2  Recubrimiento anticorrosivo aplicado en campo.  
  
Cuando sea necesario realizar la aplicación del recubrimiento en campo, incluyendo reparaciones, 
deberá  llevarse a cabo de acuerdo al procedimiento correspondiente, utilizando u n material de las 
mismas  características o compatible con el recubrimiento del sistema, así como con el sistema de protección 
catódica  existente, con objeto de minimizar que se presente apantallamiento. El proceso de aplicación debe 
minimizar  el riesgo de daños al personal que lo aplica y al ambiente.  
7.57.3  Asimismo, durante la construcción deben tomarse las medidas siguientes:  
a)    El recubrimiento debe ser revisado y reparado de cualquier daño que tenga inmediatamente antes de  bajar la 
tubería y tapar l a zanja;  
b)    El recubrimiento debe protegerse para evitar cualquier daño causado por los soportes de la 
tubería,  irregularidades que se encuentren en la zanja o relleno de la misma;  
c)    Si la tubería recubierta va a ser introducida por perforación hori zontal en cualquiera de sus  modalidades 
(direccional, rompimiento, hincado o por topo) o por algún método similar, se debe  instalar un recubrimiento de 
material adecuado con el proceso constructivo a utilizar y poner especial  atención para minimizar daños al 
recubrimiento;  
7.58 Control de corrosión interna:  Cuando se retire un tramo de tubería, se debe inspeccionar 
su superficie interna en busca de evidencias de corrosión y documentar los hallazgos, en cuyo caso se debe:  
a)    Investigar los tramos adyacent es (posterior y anterior) de la tubería para determinar si existe  extensión de la 
corrosión interna.  
b)    Realizar el reemplazo de la extensión requerida de acuerdo con un espesor de pared mínimo  remanente, 
previamente establecido de acuerdo a la presión de operación y las condiciones de  diseño de la tubería 
marcadas por esta Norma.  
c)    Tomar las medidas necesarias para minimizar la corrosión interna.  
7.59 Monitoreo de la corrosión interna.  En la eventualidad de presencia de gas corrosivo en el sistema  de 
transporte, se deben utilizar probetas u otro dispositivo adecuado para determinar la efectividad de las  medidas 
adoptadas para minimizar la corrosión interna. Cada probeta u otro medio de monitoreo de corrosión  interna se 
debe implementar dos veces cad a año calendario, pero con intervalos que no excedan 7½ (siete y  medio) 
meses.  
7.59.1  Los dispositivos que se pueden emplear para medir la corrosión interna o la eficiencia de 
los inhibidores incluyen sondas de hidrógeno, sondas de corrosión, probetas con pérdida de 
peso,  embobinadoras de ensayo y equipo para ensayos no destructivos capaces de indicar pérdida del 
espesor  de pared.  
7.60 Control de la corrosión atmosférica en ductos e instalaciones superficiales.  Los Ductos 
e instalaciones superficiales que estén expuestos a la atmósfera se deben limpiar y proteger con 
recubrimientos  de material adecuado para prevenir la corrosión atmosférica, siguiendo el procedimiento 
recomendado por el  fabricante. Además, se debe contar con un programa para monitorear la corrosión exterior 
y llevar a cabo  reparaciones donde sea necesario.  
7.60.1  Después de cumplir con los requerimientos del numeral 7.60, se debe evaluar cada 
tubería  e instalaciones superficiales que estén expuestas a la atmós fera y tomar las medidas correspondientes 
de protección a intervalos que no excedan de tres años.  
7.61 Medidas correctivas cuando se presente corrosión en los Ductos.  Se debe realizar lo siguiente:  a)    Proteger mediante un Sistema de recubrimiento antico rrosivo el tramo de tubería metálica que  reemplace a 
Ducto que remplace a uno o varios tubos dañados por corrosión externa. Dicho  
recubrimiento deberá cumplir con lo establecido en la Disposición 7.59.2 de esta norma;  
b)    Reemplazar o reducir la presión de operación del sistema de transporte de acuerdo con la resistencia  calculada 
del tubo, basándose en el espesor de pared real remanente de cada tramo con corrosión  generalizada y con un 
espesor de pared remanente menor que el requerido para la MPOP de la  tubería. Si el área con corrosión 
generalizada es reducida, el tubo corroído se puede reparar.  La corrosión por picadura que esté agrupada puede 
afectar la resistencia total del tubo, por lo que se  considerará como corrosión generalizada para el propósito de 
este inciso;  
c)    Reemplazar, reparar o reducir la presión de operación, de acuerdo con la resistencia del tubo basada  en el 
espesor real de pared remanente en las picaduras que pudieran provocar fugas;  
d)    A fin de determinar las posibilidades de continuar en servicio y evaluar la resistencia remanente en  tuberías de 
una zona que sufrió corrosión, se pueden utilizar métodos analíticos, pruebas de presión  o métodos alternativos; 
y 
e)    Reparar las secciones de tubería y juntas mediante el método que resulte adecuado basándose en  una 
evaluación de ingeniería.  
7.62 Reportes escritos de control de la corrosión.  Se deben conservar los reportes escritos o mapas  que 
muestren la localización de la tubería e instalac iones catódicamente protegidas, así como otras  instalaciones y 
estructuras vecinas protegidas catódicamente.  
7.62.1  Los mapas, reportes de cada prueba, investigación o inspección requeridos en el numeral anterior  que 
contengan información relativa a un ade cuado control de la corrosión deberán conservarse por el tiempo  que la 
tubería permanezca en servicio.  
7.63 Recubrimiento externo.  Los procedimientos de mantenimiento y operación deberán incluir 
la metodología para la aplicación, manejo e inspección del re cubrimiento. Éste debe ser inspeccionado 
antes,  durante y después de la instalación de la tubería para detectar imperfecciones o fallas.  
8. Soldadura  
8.1 Soldadura en tuberías de acero.  Esta sección establece los requisitos mínimos para soldar tuberías  de 
acero en un sistema de transporte. No es aplicable a la soldadura que se realiza en la fabricación de los  tubos 
y componentes de tubería de acero.  
8.2 Requisitos generales.  La soldadura debe ser realizada por un soldador calificado 
utilizando  procedimiento s calificados. Ambos, los soldadores y los procedimientos, deben cumplir además con 
los requerimientos de esta sección. Para calificar el procedimiento de soldadura, la calidad de la 
soldadura  deberá determinarse por pruebas destructivas.  
8.2.1  Los procedi mientos de soldadura aplicados a un sistema de transporte se deben conservar, e incluir  los 
resultados de las pruebas de calificación de soldadura.  
8.3 Calificación del procedimiento de soldadura.  Antes de que se realicen las soldaduras en una  tubería 
de acero se debe contar con un procedimiento de soldadura calificado de acuerdo con lo establecido  en las 
normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, y a falta de éstas con las normas y 
lineamientos  internacionales, y a falta de éstas con las normas o códigos extranjeros. La calificación del 
procedimiento  debe efectuarla un inspector de soldadura calificado.  
El procedimiento de soldadura y el reporte de su calificación deberán estar disponibles para r eferencia 
o consulta cuando la unidad de verificación lo solicite.  
8.4 Procedimiento de soldadura.  El procedimiento debe establecer el alcance y limitaciones 
para cada  aplicación.  
8.5 Calificación de soldadores.  Los soldadores serán calificados de acuerdo con lo establecido en 
las normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, y a falta de éstas con las normas y 
lineamientos  internacionales, y a falta de éstas con las normas o códigos extranjeros.  
8.6 Limitaciones de los soldadores.  Las personas que realicen  trabajos de soldadura deberán observar  lo 
siguiente:  
a)    Para soldar tuberías en una estación de compresión, el soldador debe estar calificado de acuerdo  con lo 
establecido en las normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, y a falta de éstas con las  normas y 
lineamientos internacionales, y a falta de éstas con las normas o códigos extranjeros para  este tipo de 
instalaciones;  b)    Después de la calificación inicial, un soldador deberá ser recalificado:  
i)    Cuando exista una razón específica para cue stionar su habilidad o si no ha empleado el proceso  específico en 
un periodo de 6 meses o mayor  
ii)   Anualmente.  
8.7 Protección de las soldaduras.  Durante el proceso de soldadura en tuberías, se debe proteger 
de condiciones ambientales adversas que pudieran perjudicar la calidad de la soldadura. Las 
soldaduras  terminadas en tuberías enterradas y/o sumergidas deberán ser protegidas contra la corrosión, de 
acuerdo con  lo establecido en el Apéndice I de esta Norma Of icial Mexicana y en instalaciones superficiales de 
acuerdo a  lo establecido en el numeral 7.62 de esta Norma.  
8.8 Juntas a inglete.  Las juntas a inglete deben presentar las características siguientes:  
a)    No se permiten juntas a inglete en tuberías que o peren al 30% (treinta por ciento) de la RMC o más  con un 
ángulo mayor de 3 grados.  
b)    En tubos de acero que van a ser operados a presiones que provocan esfuerzos tangenciales  menores de 30% 
(treinta por ciento), pero mayores de 10% (diez por ciento) de la RMC, no se debe  desviar o deflexionar el tubo 
más de 12.5º (doce punto cinco grados). La distancia entre soldaduras  de inglete debe ser igual o mayor a un 
diámetro de la tuber ía que se va a soldar, y  
c)    No se debe desviar o deflexionar el tubo más de 90° (noventa grados) en una unión a inglete en una  tubería de 
acero que va a operar a presiones que provocan esfuerzos tangenciales iguales o  menores al 10% (diez por 
ciento) de  la RMC.  
8.9 Preparación para soldar.  Antes de iniciar cualquier proceso de soldadura, las superficies a soldar  deben 
estar limpias y libres de cualquier material que pueda afectar la calidad de la soldadura. La tubería y  sus 
componentes deben estar alinea dos para proporcionar las condiciones más favorables para la deposición  de la 
soldadura en la raíz del área a soldar. Dicha alineación se debe conservar mientras la soldadura de  fondeo está 
siendo depositada.  
8.9.1  Los requerimientos de pre y post -calentam iento de la tubería se deben establecer en base a 
sus propiedades mecánicas y metalúrgicas, los cuales deberán estar incluidos en el procedimiento de 
soldadura  correspondiente.  
8.10 Inspección y prueba de soldaduras.  
8.10.1  Las uniones soldadas circunferen ciales  tanto en línea regular como en obras especiales, empates 
y doble junta,incluyendo conexiones e interconexiones soldadas se deben inspeccionar radiográficamente 
al 100% mediante rayos X o rayos Gamma. En caso de que técnicamente no sea factible aplic ar este método 
de prueba, la inspección se podrá llevar a cabo mediante ultrasonido por haz angular. Las pruebas de 
dureza,  cuando apliquen, y la inspección radiográfica de las soldaduras se deben hacer después de 
cualquier  relevado de esfuerzos o doblez d e las tuberías.  
Para otras soldaduras del sistema que no sean circunferenciales, en las que no sea factible realizar  pruebas 
radiográficas, se deben inspeccionar mediante pruebas no destructivas de acuerdo con lo establecido  en el 
numeral 8.11.  
Se debe rea lizar una inspección visual al 100% de las soldaduras para asegurar la aplicación 
del procedimiento mencionado en el numeral 8.4 y que sea aceptable de acuerdo con el numeral 8.10.2.  
8.10.2 Criterios de aceptación o rechazo de una soldadura.  Los criterios de aceptación o rechazo de  una 
soldadura visualmente inspeccionada o inspeccionada con cualquier método de prueba no destructiva 
se determinarán de acuerdo a lo establecido en el código API -1104.  
8.11 Pruebas no destructivas.  Las Pruebas no destructivas a soldaduras se deben realizar por 
métodos  que indiquen con precisión y claridad las discontinuidades y/o los defectos en la soldadura, que 
pueden  afectar la integridad de la misma de acuerdo a lo establecido en el código API -1104  
8.11.1  Los procedimientos para pruebas no destructivas se deben establecer con el objeto de obtener 
los defectos, para asegurar la aceptabilidad de la misma, de acuerdo con el código API -1104.  
8.12 Archivo de las pruebas.  Se debe conservar en archivo, durante un periodo de cinco años, un  registro 
histórico de las pruebas no destructivas de todas las soldaduras que incluya, entre otros, la  calificación de los 
procedimientos y probetas de soldadura, la calificación de los soldadores y los reportes de  las pruebas no 
destructivas realizadas.  
8.13 Reparación o remoción de defectos.  Las soldaduras que sean rechazadas de acuerdo con el  numeral 
8.10.1, se deben reparar o remover.  8.13.1  En soldadura reparada se debe remover el defecto de raíz. Después de repararse una 
soldadura,  debe inspeccionarse no destructivamente utilizando el mismo método que la inspección original para 
asegurar  su aceptabilidad y adicionalmente se podrán efectuar otras pruebas no destructivas.  
8.13.2  La reparación de una soldadura rechazada se debe r ealizar de acuerdo con los procedimientos 
de reparación de soldadura calificados.  
8.13.3  Las laminaciones y otros defectos en tubería deben ser reparados o retirados de acuerdo 
al procedimiento respectivo, el cual debe ser aprobado y ser acorde con lo esta blecido en las normas 
oficiales  mexicanas, normas mexicanas, y a falta de éstas con las normas y lineamientos internacionales, y a 
falta de  éstas con las normas o códigos extranjeros.  
8.14 Quemaduras por arco . Las quemaduras por arco pueden causar concentr aciones de esfuerzos en 
la tubería y deben ser evitadas, retiradas o reparadas. Las muescas en el metal causadas por quemaduras 
de arco deben ser retiradas por esmerilado siempre que el esmerilado no reduzca el espesor de pared a 
menos  del mínimo permitido  por las especificaciones del material. La remoción completa de las muescas en el 
metal  creadas por estas quemaduras debe realizarse de acuerdo al procedimiento respectivo, el cual debe 
ser aprobado y estar de acuerdo con lo establecido en las normas ofici ales mexicanas, normas mexicanas, y 
a falta de éstas con las normas y lineamientos internacionales, y a falta de éstas con las normas o 
códigosextranjeros. Si el espesor de pared del tubo después del esmerilado es menor al permitido por 
las especificacione s del material, la zona del tubo que contenga la quemadura por arco debe ser retirada 
o reparada. Los parches por injerto no están permitidos.  
  
9. Construcción de los ductos de transporte  
9.1 Requisitos generales.  Los ductos de transporte de gas se deben construir de acuerdo con 
las especificaciones o estándares que sean congruentes con esta Norma Oficial Mexicana.  
9.2 Inspección de materiales.  Cada tramo de tubería y sus componentes se deben 
inspeccionar  visualment e en el sitio de la instalación (franja de seguridad) por personal calificado para asegurar 
que cualquier daño identificado sea corregido y no afecte la operación y seguridad del sistema.  
9.3 Ancho mínimo de la Franja de Seguridad.  El ancho mínimo de la franja del sistema para la  protección, 
operación, mantenimiento e inspección de los Ductos para el transporte de gas se indica en el  Cuadro 7 
siguiente.  
Cuadro 7. - Ancho mínimo de franja de seguridad del sistema para alojar la tubería  de transporte.  
  
Diámetro Nominal  milímetros  
(pulgadas)  Ancho mínimo de la franja de  
seguridad (metros)  
A B C 
Hasta 200 mm (8'')  7 2 5 
De 250 mm (10'') a 450 mm (18'')  10 5 5 
De 500 mm (20'') y mayores  14 5 9 Notas:  
(1) Se debe conservar una distancia mínima de 5 m del eje longitudinal del  ducto 
al hombro de la superficie de rodamiento de caminos menores y de 10 m  con 
caminos mayores o vías de ferrocarril.  
Para Ductos menores a 20"  éstos se pueden calcular para cargas 
bajo condiciones de aplastamiento con profundidad mínima de 1.2 m y un factor 
de diseño (F) no mayor de 0.4 a efecto de evitar las distancias mínimas 
de separación con caminos y vías de ferrocarril.  
(2) Para el caso en que dentro de una misma franja de seguridad se aloje más  de 
un ducto, el ancho de ésta se debe aumentar en proporción del diámetro de  cada 
ducto adicional más la separación que haya entre ellos de acuerdo con 
el numeral  7.6 de esta Norma.  
  
 
  
Dentro de zonas urbanas  
Hasta 101.6 mm (4")  Diámetro exterior de la tubería + 101.6 mm  (4") 
a cada lado de la tubería  
De 152.4 mm a 203.2 mm (6"  a 8") Diámetro exterior de la tubería + 152.4 mm  (6") 
a cada lado de la tubería  
De 254 mm a 304.8 mm (10"  a 12")  Diámetro exterior de la tubería + 203.2 mm  (8") 
a cada lado de la tubería  
Mayores a 304.8 mm (12")  Diámetro exterior de la tubería + 254 mm (10")  a 
cada lado de la tubería  
Nota: Esta tabla es aplicable a los ductos localizados dentro de zonas urbanas existentes y en  las que estén 
previstas como tales en los planes de desarrollo urbano municipales.  
9.3.1  Para el alojamiento de un ducto en una Franja de Seguridad existente, el Permisionario o  Transportista 
debe sujetarse a las disposiciones del titular de dicha franja.  
En el caso que el Permisionario o Transportista requiera instalar otro Ducto en la misma franja de  seguridad 
de un Ducto existente, el ancho mínimo de la franja de seguridad debe ser el correspondiente al  Ducto que 
tenga el diámetro mayor indicado en el Cuadro 7, y a éste se le deberá adicionar la separación  entre paños de 
tubos, misma que deb erá cumplir con el numeral  7.6.1. Cuando por limitantes físicas no sea  posible aumentar 
el ancho de la Franja de Seguridad asociado a la separación de tuberías, el o los nuevos  Ductos se deben 
calcular para cargas bajo condiciones de aplastamiento con prof undidad mínima de 1.2 m y  un factor de diseño 
(F) no mayor de 0.4, en cualquier caso, las separación entre Ductos debe permitir efectuar  las actividades de 
mantenimiento en cualquiera de ellos sin afectar a los otros Ductos.  
9.3.2  Cuando no se pueda establ ecer una Franja de Seguridad del sistema de ductos como lo indica 
el Cuadro 7 y se tenga que alojar el ducto en una  "franja de servicios urbanos", se deberá cumplir con 
los requerimientos del numeral 7.6.1 de esta norma.  
9.3.3  El Transportista debe tener s ervidumbre de paso o titularidad de la franja de seguridad del Ducto.  
9.3.4  El Permisionario o Transportista que identifique invasiones a la franja de afectación y/o al derecho 
de vía de un ducto, deberá notificarlo al gobierno estatal y local de que se tr ate, así como a la Comisión para 
que ésta tome las medidas regulatorias pertinentes.  
9.4 Cambio de dirección.  Los cambios de dirección durante la construcción pueden llevarse a cabo 
por medio del doblado de la tubería o codos. El doblado no debe afectar la  capacidad de servicio de la 
tubería.  Los dobleces realizados en campo deben cumplir con lo siguiente:  
a)    El radio mínimo de doblado se establece en la siguiente tabla:  
Cuadro 8. - Radio mínimo de doblado.  
  
Diámetro nominal milímetros (pulgadas)  Radio mínimo  
304.8 mm (12") y menores  18D 
355.6 mm (14")  21D 
406.4 mm (16")  24D 
457.2 mm (18")  27D 
508 mm (20") y mayores  30D 
D: diámetro nominal del ducto.  
b)    En tubos de soldadura longitudinal, debe cuidarse que la soldadura longitudinal esté tan cerca como  sea posible 
del eje neutral del doblez, a menos que:  
  El doblez se realice con un mandril curvador interno, o  
  El tubo sea de un diámetro externo de 305  mm o menor, o  
  Tenga una relación diámetro a espesor de la pared menor a 70.  
c)    Los dobleces deberán estar libres de abolladuras, fracturas, ovalamiento y otros daños mecánicos  evidentes. 
Los dobleces se deberán controlar de tal forma que no se perju dique la integridad  estructural y operacional de 
la tubería.  
d)    Todas las soldaduras que estén sujetas a esfuerzos durante el doblado deberán ser calificadas por  pruebas no 
destructivas.  
e)    La soldadura circunferencial en tubos de acero que se locali ce en un área que se vaya a someter  a un proceso 
de doblado, se debe probar por métodos no destructivos antes y después de  dicho  proceso.  
f)     Los codos de acero forjado para soldar y los segmentos transversales de los mismos, no se deben  usar para 
cambios de dirección en tubos de acero de 50 mm (2") de diámetro o mayor, a menos que  la longitud del arco, 
medido sobre la curva interna, sea de 25.4 mm, como mínimo.  
9.5 Protección contra factores externos.  Los ductos deben estar protegidos con tra 
deslaves,  inundaciones, suelos inestables, deslizamientos de tierra u otros riesgos que puedan provocar que la 
tubería  se mueva o que esté sometida a cargas anormales. Para obtener una adecuada protección de la tubería, 
se deberá considerar lo siguient e: a)    Las instalaciones superficiales o aéreas (Ducto de transporte o cabezal principal) deben estar  protegidas de 
daño accidental ocasionado por tráfico vehicular u otras causas similares y colocarse a  una distancia segura 
del tráfico o en su defecto c olocar barricadas.  
b)    Cuando los ductos crucen áreas que normalmente se hallan bajo agua o instaladas en áreas que  tienen la 
probabilidad de inundarse, como niveles freáticos altos, lagos, bahías, pantanos y cruces de  ríos, se debe aplicar 
a la tubería un peso o anclaje (lastre) cuando sea requerido, suficiente para  impedir que flote. El cruce de tubería 
en un cuerpo de agua se ubicará en el margen y lecho más  estable. La profundidad, la localización de los 
dobleces localizados en las márgenes y el espes or de  pared de la tubería se deben seleccionar con base en 
las características del cruce, siguiendo las  prácticas de la industria y técnicas de ingeniería correspondientes.  
c)    Se deben tomar las medidas necesarias para proteger a un Ducto de transporte de peligros naturales  y considerar 
lo siguiente: aumentos de espesor de pared, construcción de muros de contención de  tierras, medidas 
preventivas contra la erosión, instalación de anclajes e incorporación de medidas  que aumenten la flexibilidad, 
recubrimi entos especiales, etc.  
  
9.6 Instalación de tubos en zanja.  Los Ductos de transporte que van a operar a presiones que 
provocan  esfuerzos tangenciales iguales o mayores al 30% (treinta por ciento) de la RMC, se deben instalar en 
una zanja de tal manera que la tubería se adapte y ajuste al fondo de ésta con objeto de minimizar los esfuerzos 
y proteger el recubrimiento de la tubería contra daños.  
9.6.1  Cuando se cubre la zanja donde se aloja un ducto, ésta se debe rellenar de manera que:  
a)    Se proporcione u n soporte firme bajo el ducto, y  
b)    Se eviten daños al ducto y a su recubrimiento provocados por el equipo de maniobras o material  de relleno.  
9.7 Encamisado.  El encamisado que se instale a un ducto de transporte que cruce una vía de ferrocarril 
o carretera debe cumplir con lo siguiente:  
a)    Estar diseñado para resistir las cargas impuestas;  
b)    Se deben sellar los extremos del encamisado si existe la posibilidad de que pudiera penetrar agua en  el ánulo 
que forman la tubería con el encamisado;  
c)    Si se sellan los extremos de un encamisado sin ventilación y el sello es lo suficientemente resistente  para 
mantener la presión máxima permisible de operación del ducto, el encamisado deberá estar  diseñado para 
soportar esta presión a un nivel de esfu erzo no mayor al 72% de la RMC.  
d)    En cruzamientos, se permite instalar una tubería sin encamisar, siempre y cuando en el diseño se  haya tomado 
en cuenta las cargas externas de la misma.  
e)    Si se instalan venteos se deben proteger contra agentes atmosféricos para evitar que entre agua al  encamisado.  
9.8 Perforación horizontal direccional.  
9.8.1  El personal que implemente y ejecute la perforación horizontal debe estar capacitado y tener 
la experiencia para realizar los trabajos requeridos.  
9.8.2  Antes de comenzar los trabajos sobre perforación horizontal, se debe tener un plan que 
incluya  procedimientos sobre las acciones que deben implementarse para llevar a cabo la perforación 
exitosamente.  El plan debe considerar, al menos, lo siguiente:  
a)    Uso de la herramienta perforadora y equipo de rastreo para verificar la ruta  
b)    Requisitos de espacio para el equipo en los puntos de entrada y salida  
c)    Requisitos de espacio para construir el ár ea para jalar la tubería  
d)    Protección a la tubería contra la abrasión durante el proceso de colocación  
e)    Requerimientos de agua y líquido de perforación  
f)     Plan de protección al ambiente y monitoreo de las actividades  
g)    Plan sobre el manejo  del líquido de perforación  
h)    Planes de contingencia sobre derrame o pérdida de fluido, respuesta, limpieza y mitigación  
i)     Especificaciones del equipo a utilizar e integridad de los mismos  9.8.3  Los procedimientos para el manejo e instalación deben desarrollarse para que la tubería reciba 
el menor daño posible al recubrimiento y se eviten esfuerzos excesivos durante su instalación. Se debe 
utilizar  equipo de tamaño adecuado para levantar y colocar  la tubería en el punto de salida de la 
broca  de perforación.  
9.8.4  La evaluación de la integridad de la tubería y su recubrimiento deben considerar:  
  
a)    Inspección visual y no destructiva de la tubería y cordones de soldadura, antes de jalar la tuberí a 
b)    Inspección visual de la tubería y recubrimiento en el punto donde sale del punto de perforación  
c)    Prueba de presión después de la instalación de la sección que fue colocada mediante perforación  horizontal  
9.9 Reparaciones de rasgaduras y estría s en campo.  Los defectos en forma de rasgaduras y 
estrías  deben ser:  
a)    Removidos por esmerilado, siempre que el espesor de pared remanente esté de acuerdo con los  requerimientos 
establecidos en el numeral 11.20.  
b)    Eliminar la parte dañada de la tub ería cortando un carrete donde se encuentra el defecto y sustituirse  por otro 
de las mismas especificaciones, cuando las condiciones del numeral anterior no puedan  cumplirse.  
9.10 Abolladuras o hendiduras.  La profundidad de una hendidura se deberá medir en tre el punto más  bajo 
de la hendidura y el contorno original de la tubería. Donde exista una hendidura que tenga una  profundidad 
mayor de 6% (seis por ciento) del diámetro exterior de la tubería, se debe eliminar la porción  afectada en forma 
de carrete. Lo  anterior se aplicará para tuberías con diámetro nominal mayor a 101.6 mm, o  repararse de 
acuerdo con los numerales 11.20 y 11.21 de esta Norma Oficial Mexicana.  
9.11 Reparaciones por parche.  No se permite reparar los defectos de la tubería por medio de pa rches.  
9.12 Precauciones para evitar explosiones y fuegos no controlados durante la instalación.  
Las actividades de construcción, tales como soldadura con gas, soldadura eléctrica y corte con soplete 
se deben realizar en forma segura. Siempre que la tubería contenga gas, se debe evitar la mezcla gas -
aire midiendo los límites de inflamabilidad.  
9.13 Transporte de tubería de acero.  La transportación de tubería por ferrocarril, ríos o vías marinas 
que tenga una relación de diámetro externo -espesor de pared de 70 a 1 o mayor y que va a operar a esfuerzos 
del 30% o mayores de la RMC, deberáapegarse a lo establecido en las Normas Oficiales Mexicanas, 
Normas  Mexicanas, y a falta de éstas con las normas y li neamientos internacionales, y a falta de éstas con las 
normas  o códigos extranjeros.  
Cuando no sea posible establecer si una tubería fue transportada de acuerdo con la normatividad 
vigente,  dicha tubería deberá ser probada hidrostáticamente por un periodo de cuando menos 8 horas, conforme 
con lo siguiente:  
  A 1.25 veces la MPOP para clase de localización 1  
  A 1.5 veces la MPOP para clases de localización 2, 3 y 4.  
9.14 Imperfecciones superficiales en tuberías de acero.  Las imperfecciones superficiales 
como rasgaduras, muescas, hendiduras, entre otras, se deberán reparar de acuerdo con lo establecido en 
las Disposiciones 9.8 y 9.9 cuando la tubería opere a presiones que produzcan un esfuerzo tangencial igual 
o mayor que el 20% de la RMC, o en tuberías may ores a 114.3 mm de diámetro exterior con un espesor de  pared 
nominal de 6.0 mm. Estas tuberías se deben probar a una presión igual a su presión de diseño antes  de ser 
usadas para el transporte de gas.  
9.15 Trampas para dispositivos de limpieza e inspección  interior  
9.15.1  Las trampas de diablos deben instalarse para enviar y recibir dispositivos de limpieza e 
inspección  interior para mantener la eficiencia de transporte del ducto. Toda la tubería, válvulas, tapas y 
accesorios de las  trampas deben cumplir co n las secciones correspondientes establecidas en las Normas 
aplicables.  
  
9.15.2  Las trampas de diablos ubicadas en los extremos terminales de los ductos y sus 
conexiones  asociadas, deben sujetarse al piso con anclas adecuadas y concreto; así mismo, deben contar con 
los soportes superficiales adecuados para prevenir la transmisión de esfuerzos al ducto debido a 
expansión  y contracción.  10. Inspección y pruebas de hermeticidad  
10.1 Requisitos generales.  Todo Ducto que conduzca gas combustible, de acuerdo al campo de  aplicación 
de esta Norma Oficial Mexicana, debe someterse a una prueba de hermeticidad después de su  construcción y 
antes de ser puesto en servicio, incluyendo ampliaciones, reparaciones y mod ificaciones.  
10.1.1  La prueba de hermeticidad debe realizarse sólo con agua, aire o gas inerte conforme al Cuadro 
9 siguiente. Cuando se use agua ésta debe ser de calidad satisfactoria al estar libre de materiales 
que sedimenten y, en caso de usarse aire, el equipo de compresión que se utilice deberá contar con filtros 
para polvo y líquidos.  
10.1.2  Deberá realizarse una prueba hidrostática a aquellos Ductos que tengan más de 20 años 
de operación y que:  
a)    No se haya realizado una corrida de diablo instru mentado; o  
b)    No cuenten con los documentos relativos a los materiales, construcción e historial sobre su operación  y 
mantenimiento; o,  
c)     No pueda evidenciarse, mediante un estudio de integridad del ducto, el estado físico en que se  encuentran.  
10.1.3 Siempre que se aplique una prueba hidrostática o neumática, se debe evaluar la capacidad 
de resistencia del sistema de transporte contra fracturas cuando se encuentra en el nivel máximo de 
tensión  durante la prueba.  
10.2 Requisitos de seguridad y prote cción.  Al realizar las pruebas establecidas en este capítulo, se  deben 
tomar las medidas necesarias, conforme al procedimiento de prueba, para proteger a los operadores y  técnicos 
del sistema de transporte y al público en general durante la realización de las mismas.  
10.2.1  Durante el desarrollo de las pruebas, las personas que no participan en ellas deberán 
permanecer  fuera del área durante el periodo en el cual la presión se eleve a más del 50% de la diferencia entre 
la presión  de operación y la presión d e prueba, hasta que la presión sea reducida a la presión de operación del 
ducto.  Asimismo, en el caso de usar gas inerte como medio de prueba, se debe asegurar que dicho gas no 
ocasione  daño al medio ambiente.  
10.2.2  El Permisionario o transportista deberá  contar con los procedimientos respectivos para llevar a 
cabo  de manera segura las pruebas de hermeticidad que garanticen la detección de todas las fugas en el tramo 
que se está probando.  
10.3 Desarrollo de la prueba.  Las pruebas hidrostáticas deben ser atestiguadas por una Unidad 
de Verificación. Para tramos de tuberías en instalaciones superficiales con longitud igual o menor a 25 m 
en donde no sea práctico solicitar la presencia de una Unidad de Verificación para el atestiguamiento de 
la prueba, el Permisionario o Transportista deberá mantener los datos de la prueba en un documento firmado  por 
el personal responsable de la misma para su posterior verificación por parte de la Unidad de Verificación.  
10.3.1  En el caso d e ductos nuevos, se debe elegir entre la prueba de la totalidad del ducto o la prueba  por 
tramos, dependiendo de la longitud y características del sistema. Una vez concluida la instalación del  ducto o 
tramo dentro de la zanja y realizados los empates neces arios, se debe efectuar la prueba de  hermeticidad, antes 
del relleno de la zanja. En el caso de prueba por tramos, se debe poner especial cuidado  en la inspección de 
las soldaduras de empate entre los tramos probados. La ingeniería debe especificar el  valor de la presión de 
prueba por segmento de acuerdo con el procedimiento de la prueba establecido,  especificando los segmentos 
de prueba, mismos que deben ser los mínimos factibles.  
10.3.2  Durante la prueba de hermeticidad se deben generar los registros de presión y temperatura, 
los cuales deberán conservarse durante la vida útil del sistema de transporte.  
10.3.3  Se debe probar la hermeticidad de todos los tramos de tubería de acero así como , en su 
caso,  localizar y eliminar todas las fugas de conformidad con lo establecido en esta Norma.  
10.3.4  Al término de la prueba no debe existir cambio en la presión, más que el atribuible a una variación  en 
temperatura o presión atmosférica, el cual deb erá demostrarse mediante la memoria de 
cálculo  correspondiente. En caso contrario, el sistema se debe revisar hasta eliminar todas las fugas, repitiendo 
la prueba hasta demostrar la hermeticidad del mismo.  
10.3.5  Si la prueba es hidrostática, la presión de be mantenerse como mínimo 8 horas y si es neumática  debe 
mantenerse 24 horas.  
10.3.6  Cuando en el diseño de los Ductos se considere un aumento en el espesor mínimo por corrosión, 
la presión de prueba deberá multiplicarse por el resultado de la siguiente re lación:  
(Espesor mín. calculado + C) / Espesor mínimo calculado  Dónde:  
C = Espesor adicional al considerar posible corrosión  
10.4 Requisitos de prueba para Ductos de acero.  
Cuadro 9. - Requisitos de prueba para Ductos de acero que operan a  esfuerzos tangen ciales de 30% o  
más de la RMC  
  
Clase de  
Localización  Medio de la prueba  
permitido  Presión de prueba prescrita  
Mínima  Máxima  
1, División 1  Agua  1.25 x MPO  ---- 
1, División 2  Agua  1.25 x MPO  ---- 
Aire o gas  
[Nota (1)]  1.25 x MPO  PP ÷ 1.25, o la PD  
2 Agua  1.25 x MPO  ---- 
Aire [Nota (1)]  1.25 x MPO  PP ÷ 1.25, o la PD  
3 [Nota (2)]  Agua [Nota (3)]  1.50 x MPO  ---- 
4 Agua [Nota (3)]  1.50 x MPO  ---- 
PD = Presión de Diseño  
MPO = Máxima Presión de Operación (no es necesariamente la máxima presión admisible de 
operación  MPOP)  
PP = Presión de Prueba  
Notas:  
(1) Para presiones de prueba con aire o gas, se deberá considerar lo establecido en el Cuadro 10.  
(2) Las pruebas en Ductos  en Estaciones de Compresión deberán ser hidrostáticas en cumplimiento con  los 
requisitos para la Clase de Localización 3.  
(3) Si no se tienen las condiciones adecuadas para implementar una prueba hidrostática por 
condiciones  extremas tales como, baja temp eratura del suelo donde están alojados los ductos o por 
insuficiente  disponibilidad de agua con calidad satisfactoria, se puede implementar una prueba neumática 
aplicando las  consideraciones del cuadro 10.  
10.4.1  Si el operador del sistema de transporte de cide que la MPO será menor que la presión de 
diseño,  podrá hacerse una reducción en la presión de prueba prescrita, según se indica en la columna de 
Presión de  prueba prescrita, Mínima. Sin embargo, si se utiliza esta presión de prueba reducida, no se podr á 
subir  posteriormente la MPO al nivel de la presión de diseño sin efectuar una nueva prueba de los Ductos a 
la presión de prueba mayor.  
10.4.2  El esfuerzo tangencial máximo permitido por la presión de prueba al utilizar como medio de 
prueba,  aire o gas in erte, es el indicado en el Cuadro 10 siguiente:  
Cuadro 10. - Esfuerzo tangencial máximo permitido de la presión de prueba mediante aire o gas  
  
Clase de localización*  Esfuerzo tangencial máximo permitido  
cómo % de la RMC  
1 80 
2 75 
3 50 4 40 
*Para Ductos que utilicen factores de diseño superiores a 0.72 y hasta 0.80, se debe  cumplir con lo  indicado 
en el Apéndice III de esta Norma.  
10.4.3  Se deben realizar pruebas a las instalaciones del sistema de transporte, tales como Estaciones 
de Compresión, Medición y Regulación, etc., estableciendo la MPOP de acuerdo con la clase de 
localización,  factor de diseño y los criterios para medios de prueba indicados en los Cuadros 9 y 10.  
10.5 Requisitos para Ductos de acero que van a operar a esfuerzo s tangenciales menores al 30%  de la  RMC  
a)    Los ductos que vayan a operar en Case de Localización 1, deberán ser probados en conformidad  con el Cuadro 
9. 
b)    Los ductos que vayan a operar en Clases de Localización 2, 3 y 4, deberán ser probados en  conformidad con el 
Cuadro 9, con la salvedad de que podrá usarse gas o aire como el medio de la  prueba, dentro de los límites 
máximos establecidos en Cuadro 10.  
10.6 Ductos de materiales no metálicos (plásticos).  Las tuberías de plástico deberán ser 
probad as neumática o hidrostáticamente a una presión no menor de 1.5 veces la MPO o 340 kPA, la que resulte 
mayor;  sin exceder 3.0 veces la presión de diseño del ducto.  
10.7 Inspección de empates.  Todas las uniones o empates entre tramos de Ductos, a los cuales ya no 
es viable o práctico realizarles una prueba de hermeticidad; deben ser sometidas a pruebas no destructivas 
e inspeccionarlas visualmente antes del relleno de zanja.  
10.8 Todas las deriv aciones entre ductos principales e instalaciones de entrega deberán someterse a 
una prueba de hermeticidad considerando lo siguiente:  
a)    Para derivaciones en acero, que operen a un esfuerzo tangencial superior al 30% de la RMC, se  deben probar 
de acuerd o a lo indicado en el numeral 10.4 de esta Norma.  
b)    Para derivaciones en acero, que operen a un esfuerzo tangencial inferior al 30% de la RMC, se  deben probar 
de acuerdo a lo indicado en el numeral 10.5 de esta Norma.  
c)    Para derivaciones en otros m ateriales y operadas como máximo a 689 kPa, se deben probar de  acuerdo a lo 
indicado en el numeral 10.6 de esta Norma.  
10.9 Fugas y rupturas.  
a)    Fugas. En caso de ocurrir fugas durante la prueba de hermeticidad, se deberá reparar el ducto y  repetir la p rueba, 
de acuerdo con lo establecido en este capítulo hasta que no exista fuga alguna.  
b)    Rupturas. Cuando ocurran fugas por rupturas en el ducto durante la prueba de hermeticidad, el ducto  se deberá 
reparar y posteriormente repetir la prueba hasta su a ceptación.  
10.10 Reemplazo de componentes.  Si un componente distinto del Ducto es la única pieza que va a 
ser reemplazada o agregada a un sistema de transporte, no requerirá de prueba de hermeticidad después de 
su instalación, si el fabricante del componen te certifica que:  
  
a)    El componente se probó, como mínimo, a la presión requerida por la prueba de hermeticidad del  sistema al cual 
se adiciona, o  
b)    El componente se fabricó bajo un sistema de control de calidad que asegura que cada pieza  fabricada  es, cuando 
menos, de resistencia equivalente a un prototipo que fue probado a la presión  requerida por la prueba de 
hermeticidad del sistema al cual se adiciona.  
10.11  Para las unidades fabricadas y tramos cortos de ducto en donde no es práctico o conveni ente realizar 
pruebas después de la instalación junto con el ducto correspondiente, se deben realizar pruebas 
de hermeticidad antes de su instalación manteniendo la presión de prueba de hermeticidad por un mínimo de 
4 horas, conservando la evidencia correspondiente por la vida útil del ducto. En caso de que estos 
componentes  sean soldados al ducto, las soldaduras correspondientes deberán ser probadas de acuerdo a los 
requisitos del  numeral 8.10.  
10.12 Documentación.  Los registros de las pruebas de hermeticidad realizadas a los ductos y secciones  o 
parte de los mismos se deben elaborar y mantener durante la vida útil del ducto. Estos registros deben  contener 
como mínimo la información siguiente:  
a)    Nombre de la empresa  que efectúa la prueba;  b)    Medio de prueba empleado;  
c)    Longitud y localización de las tuberías probadas;  
d)    Presión de prueba y de diseño;  
e)    Duración de la prueba;  
f)     Gráficas de registro de pruebas u otros reportes de lecturas de presión  y temperatura firmados por  los 
responsables de la ejecución de la prueba;  
g)    El registro vigente de calibración del equipo de medición utilizado para la prueba; dicho registro  deberá tener la 
trazabilidad conforme a la LFMN;  
h)    Variaciones de los in crementos de presión, siempre que sean significativas para la prueba en  particular, y  
i)     Fugas y fallas observadas y, en su caso, las medidas tomadas para corregirlas, así como la  información que se 
generó durante las mismas.  
10.13  Eliminación de los medios de prueba . Los fluidos utilizados durante la prueba se deben 
desechar  aplicando lo establecido en las Normas Oficiales Mexicanas, Normas Mexicanas, y a falta de éstas 
con las  normas y lineamientos internacionales, y a falta de ést as con las normas o códigos extranjeros, de tal 
manera  que se minimice el impacto al medio ambiente y se reduzcan los riesgos para el personal involucrado.  
11. Operación, mantenimiento y seguridad  
11.1 Requisitos generales . La operación, mantenimiento y se guridad de un sistema de transporte de gas  se 
debe realizar de acuerdo con lo establecido en este capítulo. Antes de iniciar las operaciones se debe  contar 
con los documentos siguientes:  
a)    Manual de procedimientos para la operación, mantenimiento y seg uridad.  
b)    Programa anual para desarrollar las actividades de operación, mantenimiento y seguridad. Ver  disposición 11. 
47.1 de esta Norma.  
c)    Programa para la Prevención de Accidentes (PPA). Ver capítulo 12 de esta Norma.  
d)    Programa de capacitación y entrenamiento. Ver disposición 11.5 de esta Norma.  
  
e)    Las especificaciones de construcción, planos y datos históricos de las operaciones debe ponerse a  disposición 
del personal operativo.  
11.2 Manual de procedimientos para l a operación, mantenimiento y seguridad.  El manual 
debe  revisarse y actualizarse cuando cambien las condiciones de operación o se realicen modificaciones 
técnicas al  sistema, o como mínimo una vez cada año calendario, en lo referente a los planes y procedim ientos 
descritos.  El manual deberá tener correspondencia con las características, equipos e instalaciones que integren 
el sistema de transporte, y acorde a los lineamientos de esta Norma. Cuando se encuentren deficiencias en 
la aplicación de sus procedimie ntos, éstos deben modificarse con base en auditorías internas. Los 
manuales  deben estar disponibles en todo momento, en los lugares donde se realicen las actividades de 
operación y  mantenimiento por el personal operativo, en formato electrónico o medio imp reso.  
11.2.1  Características del manual para la operación, mantenimiento y seguridad. El manual debe incluir 
los procedimientos detallados que garanticen que las actividades de mantenimiento y operación se realicen 
de manera segura y debe considerar como m ínimo, lo siguiente:  
11.2.1.1  Para condiciones normales:  
a)    Los procedimientos aplicables a tuberías, válvulas, equipos y accesorios;  
b)    Los procedimientos aplicables al control de la corrosión interna y externa de las tuberías de acero  que integran 
el sistema de transporte;  
c)    El detalle de las tareas para el arranque y paro programado de cualquier parte del sistema de  transporte;  
d)    Los procedimientos detallados para la operación y el mantenimiento de las estaciones de  compresión, regulación 
y medición, así como puntos de entrega;  
e)    Los planos  "As-built"  y diagramas de flujo actualizados del sistema de transporte con un listado de las  principales 
variables de operación a vigilar durante la operación normal;  f)     Las precauciones que deben tomarse en registros y en las zanjas excavadas para proteger al  personal del riesgo 
en caso de presencia de Gas o de acumulación de vapores y la descripción y  ubicación de los equipos de 
seguridad y emergencia;  
g)    Los detalles  para la inspección y pruebas periódicas del equipo de limitación de presión para  determinar que se 
encuentre en condiciones seguras de operación y con la capacidad adecuada  conforme a lo establecido en el 
numeral 11.29.  
h)    Las instrucciones para el pat rullaje de las instalaciones y franja de seguridad del sistema conforme a  lo 
establecido en el numeral 11.15.  
i)     Los procedimientos relativos a los  sistemas de medición de flujo, presión y temperatura del fluido  para detectar 
desviaciones de las condic iones normales de operación.  
11.2.1.2 Operación anormal.  El manual debe incluir los procedimientos que proporcionen las 
condiciones  de seguridad necesaria cuando se hayan excedido los límites de operación normal de alguna parte 
del sistema de transporte y los planes actualizados de respuesta a emergencias, tanto a nivel interno 
como  externo. Para la operación anormal deben considerarse al menos:  
a)    Los pasos para la respuesta, investigación y corrección relativa al:  
i.    Cierre de válvulas y paros no in tencionales;  
ii.   Incremento o disminución en la presión o en el rango de flujo fuera de los límites de operación  normal;  
iii.   Pérdida de comunicaciones;  
  
iv.   Operación de cualquier dispositivo de seguridad, y  
v.   Cualquier otro funcionamiento no deseable de un componente, desviación de la operación  normal, o error 
humano que pueda resultar en un riesgo para las personas o la propiedad.  
b)    Los procedimientos para la revisión de las variaciones de la operación nor mal después de que han  terminado 
las operaciones anormales. Esto debe realizarse las veces que sea necesario,  principalmente en los puntos 
críticos del sistema de transporte para determinar su integridad y  operación segura;  
c)    Los detalles para la notif icación al personal operativo responsable cuando se reciba un aviso sobre  una operación 
anormal y las indicaciones de cómo activar el plan de respuesta a emergencias, en  caso de que una operación 
anormal derive en tal situación;  
d)    Revisión periódica de l manual, así como evaluar la respuesta del personal operativo bajo condiciones  anormales 
mediante simulacros, para determinar la efectividad de los procedimientos para controlar  las mismas y, en su 
caso, tomar las acciones correctivas donde se encuentren deficiencias.  
11.2.1.3  Los procedimientos establecidos en los numerales 11.19, y 11.20 de esta Norma, se deben 
incluir  en el manual para la operación, mantenimiento y seguridad. A lgunos de los numerales siguientes de 
este capítulo marcan diversos puntos a tomarse en cuenta para la elaboración del manual de 
operación,  mantenimiento y seguridad.  
11.3 Investigación de fallas y accidentes.  Éstas se deben investigar para determinar las causas que 
las originaron e implementar medidas preventivas para evitar su repetición.  
11.4 Fugas y rupturas.  Cualquier fuga o ruptura en el ducto se debe documentar y registrar, así como 
sus reparaciones. El registro de un incidente se deberá realizar con juntamente con la inspección de la fuga. 
Los registros correspondientes se deben conservar por el tiempo que permanezca operando el sistema 
de transporte.  
11.5 Programas de capacitación y entrenamiento . Las personas que realicen actividades de 
transporte  deberán contar con programas de capacitación y entrenamiento enfocados a la seguridad del sistema 
en cuanto a operación y mantenimiento, mismos que deberán ser actualizados al menos una vez al año o 
antes  si se requiere, y contener como mínimo, lo siguiente : 
a)    Operación normal del sistema;  
b)    Operación anormal y de emergencia;  
c)    Procedimientos relativos al uso de equipo contra incendio;  
d)    Registro de la capacitación y entrenamiento al personal, y  e)    Realización de simulacros.  
11.6 Máxima Pr esión de Operación Permisible (MPOP).  Un sistema de trasporte no debe operar a 
una presión mayor a la MPOP establecida como límite de seguridad.  
11.6.1  Determinación de la MPOP . La MPOP que se establezca para el sistema de transporte no 
debe  exceder cualqu iera de los valores de presión siguientes:  
a)    La presión de diseño del elemento más débil en el ducto que se determine de acuerdo con el capítulo  7 de esta 
Norma.  
b)    La presión que resulte de dividir la presión a la cual se probó el tramo de tubería después de ser  construido, de 
acuerdo con el capítulo 10 de ésta Norma, entre el factor que se establece en el  Cuadro 11 siguiente:  
  
Cuadro 11. - Factores usados para dividir la presión de prueba  en ductos de acero operados a 689 kPa  
o mayor.  
  
Clase de Localización  Presión para tubería  
de acero  Presión para tubería  
de plástico  
1, División 1  1.25*  No disponible  
1, División 2  1.25 o 1.10*  1.50 
2 1.25 1.50 
3 1.50 1.50 
4 1.50 1.50 
*Para que el sistema de transporte pueda establecer la MPOP con base en estos factores, se debe 
cumplir  con lo establecido en el Apéndice III de ésta Norma.  
c)    La presión más elevada a la cual el tramo de ducto estuvo sujeto durante los últimos 5 años, a no ser  que el 
tramo de ducto haya sido probado de acuerdo con el inciso b) de este numeral, o que se haya  reevaluado de 
acuerdo con la Sección G del capítulo 11 de esta Norma;  
d)    La presión determinada como la máxima que se establece después de considerar la integridad física  del tramo 
de ducto, particularmente por el nivel de corrosión presente, en su caso.  
11.6.2  La MPOP para los sistemas de transporte que en su construcción no fueron sometidos a su 
máximo  esfuerzo de cedencia por medio de una prueba hidrostática conforme a su especificación, podrán operar 
a una MPOP con un esfuerzo tangencial máximo de 60% de su resistencia mínima a la cedencia, siempre 
y cuando se cumpla con lo siguiente:  
  Que el sistema o trayecto de tubería sea inspeccionado para determinar el espesor mínimo por medio  de calas a 
cada 1  km o utilizando tecnología de inspección en línea debidamente comprobada.  
  Que el sistema o trayecto de tubería conserve sus condiciones de integridad mecánica en toda su  trayectoria.  
  Que el ascenso de la presión sea de forma gradual en un 10% cada hor a. 
  Que esté sujeta a un programa de administración de integridad mecánica inmediata y futura, en base  a estudios 
de inspección interior, comprobable ante requerimiento de la unidad de verificación  acreditada o la Comisión.  
11.6.3  Un tramo de ducto al cu al es aplicable el numeral 11.6.1, no queda excluido de cumplir con lo  indicado 
en el capítulo 7, sección F de esta Norma.  
11.6.4 Confirmación y revisión de la MPOP . Para sistemas de transporte existentes y que hayan estado  en 
operación previamente, cuando  el esfuerzo tangencial correspondiente a la MPOP establecida en un tramo  de 
tubería ya no corresponde con la clase de localización y el tramo se encuentra en condiciones 
físicas  satisfactorias, la MPOP de ese tramo de tubería se debe revisar y confirmar s u valor de acuerdo con 
los criterios siguientes:  
a)    La MPOP del tramo se debe reducir de manera que el esfuerzo tangencial correspondiente sea  menor que el 
permitido por esta Norma para tuberías en esa misma clase de localización.  b)    Si el tramo ha s ido probado previamente durante un periodo de prueba mayor de 8 horas de acuerdo  con lo 
establecido en el capítulo 10 Pruebas de hermeticidad de esta Norma, la MPOP debe ser la  que indica el Cuadro 
12 siguiente:  
Cuadro 12. Confirmación y revisión de la MPO P 
  
Clase de localización  MPOP  Esfuerzo tangencial máximo  
1 y 2  0.800 veces la presión de prueba  72% de la RMC  
3 0.667 veces la presión de prueba  60% de la RMC  
4 0.555 veces la presión de prueba  50% de la RMC  
  
c)    Si el tramo no ha sido probado, se debe probar de acuerdo con lo establecido en el capítulo Pruebas  de 
hermeticidad de esta Norma y su MPOP se debe establecer de acuerdo con los criterios  siguientes:  
  La MPOP confirmada no debe exceder a aquélla existent e antes de la prueba;  
  La MPOP después de la prueba de revaloración debe ser la indicada en el Cuadro 12, y  
  El esfuerzo tangencial máximo debe ser el indicado en el Cuadro 12.  
d)    La modificación de la MPOP de un tramo de tubería de acuerdo con este  numeral, no excluye la  aplicación de 
los numerales de la sección G del capítulo 11 de esta Norma.  
e)    La modificación de la MPOP que se requiera como resultado de un estudio de acuerdo con el  numeral 11.7 de 
esta Norma, así como la reducción de presión,  se deben realizar dentro de los 18  meses siguientes al cambio 
de clase de localización.  
11.6.5  En caso de no resultar viable una reducción de la MPOP debido al cambio en la clase de  localización 
de un ducto de acuerdo con los numerales 11.6.4 y 11.7, se p ueden considerar las siguientes  opciones:  
1.     Reemplazo del tramo o tramos de ducto afectados, por tubería que cumpla con los requisitos de  presión de 
diseño correspondientes a la nueva clase de localización, de acuerdo con el capítulo 7 de  esta Norma, o  
2.     Implementación de medidas de seguridad adicionales a la parte del sistema de transporte afectado  que refuerce 
la integridad mecánica del sistema de transporte a fin de salvaguardar la integridad  física de la población y sus 
propiedades  en caso de presentarse un incidente.  
11.7 Cambio en la clase de localización.  Cuando se registre un incremento en la densidad de 
población  éste ocasionará un posible cambio en la clase de localización y se debe realizar una Evaluación de 
ingeniería,  ver d isposición 11.41.1 de esta Norma, para determinar:  
a)    La nueva clase de localización del ducto;  
b)    Si las condiciones de diseño construcción y pruebas originales así como el historial de operación y  mantenimiento 
permiten cumplir con los requerimient os de la nueva clase de localización;  
c)     Evaluación del tipo de edificaciones o desarrollo urbano de que se trata, en su caso, poniendo  especial atención 
a la ubicación de escuelas, hospitales, centros de reunión, entre otros.  
d)    Las acciones necesa rias para adaptar el ducto, en caso de que el mismo no cumpla con los  requerimientos de 
la nueva clase de localización . 
e)    El riesgo y consecuencias en caso de presentarse una falla basándose en el historial de operación 
y mantenimiento del tramo, y  
f)     La máxima presión de operación permisible y el esfuerzo tangencial de operación correspondientes  
de acuerdo con el numeral 11.6.4  
11.7.1  Cuando la Evaluación de ingeniería resulte aceptable y se demuestre que el tramo o tramos 
son adecuados a la nueva Clase de localización, no procederá una modificación en la máxima presión 
de operación permisible.  
11.7.2  Cuando la Evaluación de ingeniería resulte inaceptable y el tramo o tramos sean inadecuados a 
la nueva Clase de localización, deberá realizarse un cam bio de tubería a la brevedad posible o reducirse la máxima presión de operación permisible de conformidad con lo establecido en el numeral 8.10 de esta 
norma  oficial mexicana.  
11.7.3  Los Sistemas de transporte que estén sujetos a cambios en la Clase de localización, deberán llevar  a 
cabo una evaluación anual para determinar si ha habido un cambio; lo anterior aplica a menos que el  Sistema 
de transporte haya sido diseñado, construido y operado de acuerdo a la Clase de localización 4.  
11.7.4  El Permisionario o Transportista deberá informar a la Comisión sobre los cambios en la Clase 
de localización implementados y conservar, durante la vida del proyecto, la Evaluación de 
ingeniería,  modif icaciones y pruebas realizadas, en caso de ser requeridas por la Comisión u otra autoridad.  
11.8 Dispositivos de control de presión, limitadores de presión y relevo de presión.  
Se deberán observar las consideraciones siguientes en estos dispositivos:  
a)    Cuando exista un cambio en la MPOP de un sistema de transporte o en un tramo de ducto del  mismo, se deberán 
cambiar y/o ajustar los dispositivos de protección por sobrepresión de acuerdo a  la nueva MPOP establecida, 
cumpliendo con las disposiciones apl icables del capítulo 7 de esta  Norma.  
b)    Los dispositivos de relevo, limitadores de presión y control de presión deberán ser inspeccionados y  probados 
cuando menos una vez cada año calendario, con un intervalo máximo de 15 meses entre  inspección e 
inspe cción, excepto la prueba de discos de ruptura, cuya vida útil está determinada en  la garantía del fabricante. 
Además se debe determinar si dichos dispositivos se encuentran bien  instalados y valorar que tienen la 
capacidad para las condiciones actuales de operación del ducto.  
11.9 Mantenimiento de las válvulas . Las válvulas del sistema de transporte que se puedan requerir  durante 
una emergencia, se deben inspeccionar y verificar su viabilidad operativa a intervalos que no excedan  15 meses 
pero, como mínimo,  una vez cada año calendario.  
11.10 Mantenimiento de registros . Los registros o fosas que alojen válvulas, equipo de regulación 
y limitación de presión, y que tengan una capacidad interna volumétrica igual o mayor de 6 m3, se 
deben  inspeccionar a intervalo s que no excedan de 15 meses, pero al menos una vez cada año calendario, 
para determinar que se encuentren en condiciones operativas y con ventilación. Asimismo:  
a)    En caso de que se detecte gas en el registro, el equipo, tuberías y accesorios en su int erior se deben  inspeccionar 
en busca de fugas, las que se deben reparar de inmediato;  
b)    Se debe comprobar que la ventilación funcione adecuadamente, y  
c)    Se deben inspeccionar las cubiertas de las bóvedas para asegurarse que no presenten riesgo para  la seguridad 
pública.  
11.11 Perforación de tuberías bajo presión . Cada perforación en una tubería bajo presión, debe 
ser realizada por personal especializado con el equipo adecuado y utilizando un procedimiento que 
considere  cuando menos lo siguiente:  
a)    El personal que realice las perforaciones bajo presión debe:  
  Estar familiarizado con las limitaciones de presión del equipo a utilizar, y  
  Estar capacitado en los procedimientos mecánicos y en las medidas de seguridad relacionadas  
con el uso del e quipo en cuestión.  
b)    Identificación de tuberías . Cuando se lleven a cabo este tipo de perforaciones se debe actuar con  precaución 
extrema, si no se tiene la seguridad de la existencia de otras instalaciones subterráneas  en la zona, cuando no 
se esté fa miliarizado con dichas instalaciones o no se conozca su ubicación  exacta.  
  Se deben revisar los planos y ponerse en contacto con los propietarios de otras instalaciones  subterráneas, para 
determinar su ubicación.  
11.12 Purgado de las tuberías . Cuando se va a purgar una tubería con aire usando gas, el aire se 
debe  liberar en un extremo de la tubería con un flujo suficiente que impida la formación de una mezcla 
explosiva  dentro del ducto. Si el gas no se puede abastecer en cantidades suficientes, se debe in troducir gas 
inerte  antes del flujo de gas.  
Cuando en una tubería se purga el gas utilizando aire, el gas se debe liberar en un extremo de la tubería  con 
un flujo suficiente que impida la formación de una mezcla explosiva dentro del ducto. Si no se puede  suministrar 
aire en cantidad suficiente, se debe introducir gas inerte antes del aire. Para ambos casos se debe  contar con 
un procedimiento.  11.13 Reparación de fugas . Las fugas en ductos se deben reparar en el plazo que se establece en 
el Apéndice II de es ta Norma.  
11.14 Vigilancia continua.  Las personas que realicen actividades de transporte deben tener 
un procedimiento para la vigilancia continua de sus instalaciones, para determinar y tomar la acción apropiada 
en casos de cambios en la clase de localizac ión, fallas, historial de fugas, corrosión, cambios sustanciales en 
los requerimientos de protección catódica, y otras condiciones no usuales de operación y mantenimiento.  
11.14.1  En caso de determinar que un ducto se encuentra en condiciones no satisfacto rias, pero no existe  un 
riesgo inmediato, se debe iniciar un programa para reacondicionar o eliminar el tramo involucrado y, en  caso de 
que dicho tramo no se pueda reacondicionar o eliminar, se debe reducir la MPOP de acuerdo con el  numeral 
11.6.1  
11.14.2  Se debe realizar vigilancia continua del sistema de transporte para poder determinar las  condiciones 
operativas o de mantenimiento, anormales o inusuales, con el fin de evitar que dichas  condiciones anormales 
causen riesgos. La vigilancia se debe realizar mediante:  
a)    Inspección visual de las instalaciones, con relación a:  
  Modificación en la densidad de población y cambio de clase de localización;  
  Efecto de la exposición a la intemperie o movimiento de las tuberías;  
  Cambios en la topografía que pudieran afectar a las instalaciones;  
  Posible manipulación peligrosa, vandalismo o daños o evidencia de tales situaciones;  
  Acciones de terceros sobre las tuberías, y  
  Posible filtración de gas a edificios desde los regi stros y fosas a través de entradas de aire.  
b)    Revisión y análisis periódicos de documentación que incluyan:  
  Inspección de fugas;  
  Inspección de válvulas;  
  Inspección de equipos de regulación, alivio y limitación de presión;  
  Inspección de cont rol de corrosión, e  
  Investigación de fallas de las instalaciones en general.  
11.15 Odorización.  El gas se debe odorizar en los Ductos de transporte ubicados en Clase de  Localización 
3 o 4.  
La odorización no es requerida para:  
a)    Gas en campos subterr áneos  
b)    Gas utilizado para procesamiento o usado donde el odorante no sirva como un agente de prevención  o pueda 
perjudicar al proceso  
c)    Gas utilizado en cualquier operación relacionada a la exploración o producción de gas natural antes  de ser 
entregado a proceso o transporte  
La odorización y el monitoreo deberá realizarse de conformidad con lo establecido en el Apéndice IV.  
A. Patrullaje  
11.16  Se debe establecer un programa de patrullaje para observar las condiciones superficiales  adyace ntes 
al área de la Franja de Seguridad del sistema, en busca de indicaciones de fugas,  cambios en  clase de 
localización, invasiones, robos o sustracción de componentes o dispositivos, daños por terceros  condiciones 
inseguras del ducto, actividades de const rucción, excavaciones, tomas clandestinas de producto,  perforaciones 
en los ductos y cualquier otro factor que pueda afectar la seguridad y operación del sistema.  
Las formas de patrullajes pueden ser como sigue:  
a)    Terrestre, en vehículo o a pie.  
b)    Aéreo. El método aéreo se considera como una alternativa opcional, que se debe evaluar de acuerdo  con las 
necesidades específicas del caso.  
c)    Cualquier otro medio apropiado para cumplir el objetivo establecido en este numeral.  11.16.1  La frecuencia de los patrullajes se determina en función de la longitud, topografía, acceso 
y problemáticas particulares de cada línea involucrada, presiones de operación, clase de localización, tipo 
de terreno, clima y otros factores relevantes. Los inter valos como mínimo entre patrullajes no deben ser 
mayores  a una vez al mes, independientemente de la clase de localización de que se trate:  
11.16.2  Se debe poner particular atención a las áreas pobladas y/o protegidas de biósferas, 
carreteras,  cruces de río s y ferrocarril, y áreas públicas de recreo como parques y campos de juego. El personal 
de vigilancia deberá estar alerta a cualquier cambio de coloración en el suelo o en la detección de 
vegetación  muerta y/o el crecimiento de vegetación de diferentes esp ecies que pudiera indicar posibles fugas 
de gas.  
11.16.3  Cualquiera que sea el método que se utilice para el patrullaje, en caso de que durante el mismo 
se detecte algún hallazgo sobre la Franja de Seguridad de los Ductos, éste deberá ser investigado por m edio 
de una evaluación directa con el propósito de identificar cualquier riesgo al sistema que permita cuantificar 
el mismo e implementar las acciones correctivas que resulten necesarias.  
11.16.4 Detección de fugas . La frecuencia de detección de fugas se d etermina en función de la 
longitud,  topografía, acceso y problemáticas particulares de cada línea involucrada, presiones de operación, 
clase de  localización, tipo de terreno, clima y otros factores relevantes. Los intervalos de detección de fugas no 
deben  ser mayores de los establecidos en el Cuadro 13 siguiente:  
Cuadro 13. Intervalos mínimos de detección de fugas  
  
Clase de localización  Periodicidad  
1 y 2  1 vez cada 12 meses  
3 1 vez cada 6 meses  
4 1 vez cada 3 meses  
  
B. Señalamientos  
11.17 Requisitos generales de los señalamientos.  Los señalamientos deberán ser para localizar 
el trayecto del ducto enterrado, delimitar la franja de seguridad del sistema, identificar las 
instalaciones  superficiales del sistema de transporte, así como los  tramos de ducto superficiales. Lo anterior, a 
efecto de  reducir la posibilidad de daño o interferencia.  
11.18 Ductos enterrados.  Este tipo de señalamiento deberá ser instalado sobre un soporte, colocado a  los 
lados de la franja de afectación del ducto y d ebe observar las siguientes características:  
11.18.1  Debe cubrir la distancia mínima entre cada señalamiento, de acuerdo a lo indicado en el cuadro 
10 siguiente:  
Cuadro10. Distancia mínima entre cada señalamiento  
  
Clase de  
localización  Distancia en metros  
1 y 2  Cada 1000  
3 Cada 500  
4 Cada 100  
  
11.18.2 Señalamientos obligatorios.  Se deben instalar señalamientos lo más cerca posible, en los 
casos  siguientes:  
a)    En ambos lados del cruce de una carretera, camino público, vía de ferrocarril o cuerpos de agua;  
b)    Antes y después de los cambios de dirección mayores a 30 grados.  
11.18.3  Los señalamientos del sistema de transporte deben ser mediante símbolos y texto y contener 
al menos lo siguiente:  a)    Advertencia de peligro y/o cuidado y/o precaución.  
b)    Ducto de: (gas transportado).  
c)    Nombre del Permisionario o Transportista.  
d)    "Teléfono de emergencia"  Clave lada, teléfono(s) local y/o número libre de cargo.  
Las instalaciones del sistema de transporte que estén enterradas deberán adicionalmente indicar:  
e)    "no excavar, no golpear, no construir".  
Los señalamientos deberán ir en fondo color amarillo y letras color negro y apegarse a lo establecido en  las 
Normas Oficiales Mexicanas, Normas Mexicanas, y a falta de éstas con las normas y 
lineamientos  internacionales, y a falta de éstas con las normas o códigos extranjeros.  
11.18.4 Excepciones.  En el caso de los tramos de ducto donde los señalamientos antes  descritos 
no puedan ser colocados debido a impedimentos del lugar o físicos del terreno, la señalización se puede 
realizar  con las siguientes alternativas:  
a)    Colocar el señalamiento a un lado del lomo del ducto, indicando la distancia y dirección en que va el  Ducto,  
b)    Placas en el piso o pared (tachuelas o estoperoles), que contengan como mínimo: nombre del  Permisionario o 
transportista, teléfono(s) del mis mo, y las leyendas gas natural (o gas transportado),  no excavar.  
c)    En ambos casos, el Permisionario o transportista deberá considerar medidas adicionales en el  programa de 
operación y mantenimiento.  
d)    Cuando en la franja de seguridad del ducto exis tan dos o más ductos, el Permisionario o transportista  podrá 
indicar con un solo señalamiento la distancia a que se encuentran los lomos de todos los  ductos.  
11.19 Señalamientos en instalaciones superficiales.  En instalaciones superficiales como válvulas 
de seccionamiento, trampas de diablos, estaciones de recibo/entrega, regulación, medición y/o compresión. 
En estos sitios deben incluirse anuncios alusivos a la seguridad, como pueden ser: uso de equipo de 
protección  personal, restricción de acceso, no fumar, no fuentes de ignición, entre otras.  
C. Reparaciones  
  
11.20 Requisitos generales de los procedimientos de reparación.  Se deben tomar medidas 
temporales  inmediatas para proteger la vida y seguridad públicas, siemp re que:  
a)    Se detecte una fuga, imperfección o daño que afecte el servicio de un tramo de ducto, y  
b)    No sea posible realizar una reparación definitiva en el momento de su detección, la cual se  programará a la 
brevedad posible.  
11.20.1  No se deben ut ilizar parches soldados como medio de reparación.  
11.20.2  Las reparaciones se deben realizar mediante un procedimiento aprobado, el cual debe contener  las 
medidas de seguridad necesarias para evitar un siniestro y los trabajos deben ser supervisados por  personal 
calificado, entrenado y que tenga conocimientos de los riesgos que los trabajos representan. En caso  que la 
reparación requiera de soldadura, ésta debe apegarse a lo indicado en el capítulo 8 de esta norma  oficial 
mexicana.  
11.20.3  Antes de reparar permanentemente por medios mecánicos o por soldadura una tubería de acero,  se 
debe determinar por medio de pruebas no destructivas, si las características del tubo (espesor e integridad  de 
la pared) son adecuadas para el tipo de reparación seleccionado. En  caso negativo, se deben 
buscar  alternativas de reparación aprobados, de acuerdo con lo establecido en las normas oficiales 
mexicanas,  normas mexicanas, y a falta de éstas con las normas y lineamientos internacionales, y a falta de 
éstas con las  normas o c ódigos extranjeros.  
11.20.4.  Todas las reparaciones que involucren trabajos de soldadura deben ser 
inspeccionadas  radiográficamente, de acuerdo a lo señalado en el capítulo 8 de esta Norma y adicionalmente 
se podrán  efectuar otras pruebas no destructivas. Cuando el método radiográfico no sea adecuado para detectar 
fallas  por razones de la configuración de la soldadura, se deberán efectuar pruebas no destructivas más 
adecuadas  para la configuración aplicada.  
11.21 Reparación de tubos de acero.  Cada imperfecc ión o daño que afecte las propiedades físicas de 
un tramo de tubo de acero se debe reparar o retirar de acuerdo al numeral 8.13. Si la reparación provoca una disminución de la pared del tubo, el espesor de pared remanente deberá presentar las 
característic as siguientes para no retirarse:  
a)    El espesor mínimo será el requerido por las tolerancias que señale la especificación bajo la cual se  fabricó, y  
b)    El espesor nominal de la pared del ducto será el requerido por la presión de diseño de la tubería.  
En estos casos deberá guardarse el registro respectivo en el historial del sistema de transporte, que  indique 
claramente el espesor final del tramo de tubería y la ubicación exacta del mismo. Estos registros  deben 
guardarse durante toda la vida útil del si stema.  
11.21.1  Las abolladuras o hendiduras se deben retirar de los tubos de acero en los casos siguientes:  
a)    Cuando estén acompañadas de una rasgadura, muesca, ranura, o quemadura de arco de soldadura  que puedan 
causar concentración de esfuerzos,  
b)    Cuando afecten la soldadura longitudinal o circunferencial y su profundidad exceda 6 mm en tubería  de 324 mm 
de diámetro externo y menores, o 2% del diámetro externo en tubería mayor a 324 mm  de diámetro externo,  
c)    Cuando las hendiduras en el cuerpo de la tubería tengan más de 6 mm de profundidad en tubos de  101.6 mm 
de diámetro externo y menores, o cuando tengan más del 6% del diámetro externo en  tubería mayor a 101.6 
mm de diámetro externo, y  
d)    Cuando las hendiduras estén acompañadas de áreas co rroídas con una profundidad mayor a 40%  del espesor 
nominal del tubo.  
  
11.21.2  Para el propósito de esta sección, una abolladura o hendidura es una depresión que provoca 
una deformación o perturbación en la curvatura de la pared del tubo sin reducir el es pesor de pared del mismo. 
La profundidad de una abolladura se mide como la separación entre el punto más bajo de la misma y 
la prolongación del contorno original del tubo.  
11.21.3  Se deben reparar o remover las quemaduras con soldadura de arco en tubos de acero que van 
a operar a presiones que provocan esfuerzos tangenciales de 30% (treinta por ciento) o mayores de la 
RMC.  Esta reparación o eliminación debe realizarse de acuerdo al numeral 8.15 y la reparación debe mantener 
los espesores señalados en los incisos a y b del numeral 11.12.  
11.21.4  Las abolladuras, muescas, quemaduras por soldadura de arco o hendiduras no se debe reparar  con 
parches de inserción, golpeteo y/o martillado.  Cuando van  a ser removidos de un tramo de tubo, estos  defectos 
deben ser retirados cortando la parte dañada como un carrete.  
11.22 Reparación permanente de imperfecciones y daños en campo.  
11.22.1  Las imperfecciones o daños que se describen a continuación, deberán ser reparados, de acuerdo  a 
lo establecido en el numeral 11.21.2  
a)    Aquéllas que provoquen una concentración de esfuerzos, tales como estrías, muescas, rasgadura,  quemadura 
por soldadur a, entre otras;  
b)    Toda laminación que no sea aceptable en la especificación aplicable al material en cuestión o toda  fisura 
detectada por medios de inspección no destructiva en el metal base o en la soldadura  longitudinal o 
circunferencial; y  
c)    Toda corrosión exterior que exceda la tolerancia en profundidad y longitud para una presión de  operación segura, 
de acuerdo a lo establecido en las normas oficiales mexicanas, normas  mexicanas, y a falta de éstas con las 
normas y lineamientos internacionales,  y a falta de éstas con  las normas o códigos extranjeros.  
11.22.2  Las imperfecciones o daños descritas en el numeral 11.21.1, deberán ser reparadas, de acuerdo 
a lo siguiente:  
a)    Se debe sacar de servicio el tramo, se cortará el carrete dañado y se reem plazará por otro de  espesor de pared 
igual o mayor, asimismo deberá ser de grado y especificación compatible con el de  la tubería existente;  
b)    En caso de no ser posible sacar de servicio el tramo, se debe reducir la presión de operación hasta  un nivel que 
garantice la seguridad;  
c)    Colocar envolventes bipartidas soldables sobre el área total dañada del tubo, las soldaduras  circunferenciales 
son opcionales;  
d)    Eliminar el defecto ocasionado por la perforación en línea viva (hot -tapping), siempre y  cuando la  localización, 
ancho y largo del defecto se determine por una inspección visual  e)    Las abolladuras se deben retirar cuando reúnan cualquiera de las condiciones siguientes:  
  Las que afectan la curvatura de un tubo en la soldadura longitudinal  o en cualquier soldadura  circunferencial a 
tope;  
  Las que contengan una raspadura o ranura;  
  Las que excedan una profundidad del 6% (seis por ciento) del diámetro externo del tubo.  
f)     Si el defecto no es una abolladura se puede esmerilar para eliminarlo; si después de eliminar el  defecto se 
determina que el espesor no es suficiente para las condiciones de diseño, se deberá  proceder conforme a los 
incisos anteriores.  
  
g)    Las tuberías  sumergidas en aguas navegables continentales se pueden reparar por medios  mecánicos, 
instalando abrazaderas atornilladas de diseño apropiado sobre el daño o imperfección;  
11.23 Reparación permanente de soldaduras en campo.  Cada soldadura que no sea acepta ble 
de acuerdo con el numeral 8.10.1, se debe reparar como se describe a continuación:  
a)    Debe ponerse fuera de servicio el tramo de tubería de transporte para reparar la soldadura de  acuerdo con los 
requerimientos aplicables que señala el numeral 8.14.  
b)    Una soldadura se puede reparar de acuerdo con el numeral 8.14, mientras el tramo de la tubería de  transporte 
está en servicio sólo si:  
  No existe fuga en la soldadura;  
  La presión en el tramo se reduce de manera que no produzca un esfuerzo tangencial que sea  mayor del 30% 
(treinta por ciento) de la RMC del tubo, y  
  El espesor remanente de la soldadura, después del esmerilado, no debe ser inferior a 3.2 mm.  
c)    Las sol daduras fabricadas por medio de arco sumergido que tengan defectos deberán ser reparadas  por medio 
de una envolvente bipartida soldable; las soldaduras circunferenciales son opcionales.  
d)    Las soldaduras fabricadas por medio de resistencia eléctrica que  tengan defectos deberán ser  reparadas por 
medio de una envolvente bipartida soldable; las soldaduras circunferenciales son  obligatorias.  
e)    Una soldadura defectuosa que no se pueda reparar de acuerdo con los incisos a) o b) anteriores, se  debe 
corregir  mediante la instalación de envolventes bipartidas soldables de diseño apropiado.  
11.24 Reparación permanente de fugas en campo.  Para la reparación definitiva de una fuga en campo,  en 
un ducto de transporte, se debe realizar lo siguiente:  
a)    Poner el ducto fuera de servicio, cortar el carrete de tubería y reemplazarlo con un tramo de tubo que  posea una 
resistencia de diseño igual o mayor.  
b)    En caso de no ser posible sacar de servicio el tramo de la línea de transporte, la reparación se  realizará mediante 
la instalación de envolventes bipartidas soldadas, atornilladas de diseño  apropiado, o cualquier otra técnica de 
reparación que permita eliminar la fuga.  
c)    Las reparaciones se deberán realizar utilizando el procedimiento respectivo conf orme a lo  establecido en las 
normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, y a falta de éstas con las normas  y lineamientos 
internacionales, y a falta de éstas con las normas o códigos extranjeros.  
11.25 Prueba en tubería de reemplazo.  Si un tramo de línea  de transporte se repara cortando el 
carrete  dañado, el tubo de reemplazo se debe probar a la presión requerida para una línea nueva que se instale 
en la  misma localización. Esta prueba se debe realizar en el tubo antes de su instalación, de acuerdo con 
lo establecido en el numeral 10.3 de esta Norma Oficial Mexicana.  
11.26 Prueba de las reparaciones realizadas por soldadura.  Las reparaciones que se realicen 
por soldadura de acuerdocon los numerales 11.19, 11.20,  11.21 y 11.22 anteriores deben examinarse ba jo 
el criterio establecido en el numeral 8.10 de esta Norma Oficial Mexicana.  
11.27 Envolventes de refuerzo.  Las envolventes de refuerzo que ayudarán a contener la presión interna  de 
la tubería se deben considerar como reparaciones permanentes, siempre y c uando sea soldada y se  extienda 
longitudinalmente por lo menos 50 mm más allá del extremo del defecto o imperfección.  
Las envolventes deberán presentar las características siguientes:    La concentración de esfuerzos a la flexión de la tubería debe localiz arse dentro de la envolvente;  
  El material de la envolvente deberá tener características de resistencia a la presión, igual o mayor, y  
deberá ser compatible al de la tubería de transporte existente;  
  Tener un espaciamiento adecuado con otros dispositiv os de la tubería;  
  Tener un soporte adecuado durante la instalación y operación, y  
  Ser probada a la presión de prueba que marca esta Norma.  
11.28 Resistencia de las envolventes de refuerzo.  La resistencia de las envolventes deberá ser  calculada 
de acuerdo con lo establecido en las normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, y a falta de  éstas con las 
normas y lineamientos internacionales, y a falta de éstas con las normas o códigos extranjeros,  debiéndose de 
utilizar un procedimiento de soldadura calificado de acuerdo a lo establecido en el numeral 8.3.  
11.29 Envolventes para soportar la presión.  Se permite el uso de envolventes atornillables para  contener 
la presión interna de la tubería como reparación permanente si están diseñadas y  construidas de  material que 
sea adecuado para soldadura y que pueda contener la presión de la tubería de acuerdo con los  requerimientos 
de diseño. La tubería debe ser sellada a presión entre el ánulo de la tubería y la envolvente  para relevar los 
esfuerzo s asociados a la imperfección o defecto. Se debe llevar a cabo una Evaluación de  ingeniería que indique 
que el defecto no se extenderá más allá de la envolvente.  
D. Estaciones de compresión  
11.30 Inspección y prueba de dispositivos de relevo de presión y de paro.  Los dispositivos de relevo  de 
presión en una estación de compresión, a excepción de los discos de ruptura, se deben inspeccionar y  probar 
de acuerdo con lo establecido en los numeral es 11.34 y 11.35 de esta Norma. Asimismo, se deben  probar 
periódicamente para determinar que abren a la presión establecida.  
11.30.1  Cualquier defecto o inadecuación de los dispositivos de la estación de compresión se debe reparar  o 
reemplazar de inmediato . 
11.30.2  Los dispositivos de paro a control remoto se deben inspeccionar y probar a intervalos que 
no excedan de quince meses pero, como mínimo, una vez cada año calendario para determinar que 
funcionen  conforme con lo esperado.  
11.31 Aislamiento de equip os para mantenimiento o modificaciones.  Se deben 
establecer  procedimientos para el mantenimiento de estaciones de compresión, incluyendo las disposiciones 
para aislar  los equipos o tramos de tubería, antes de su mantenimiento o reparación. También deben 
establecerse los  procedimientos para el purgado del equipo y la tubería.  
11.32 Almacenamiento de materiales combustibles.  Los materiales combustibles que estén presentes  en 
cantidades mayores a las requeridas para el uso diario, o que sean distintos a los requeridos en las  instalaciones 
de compresión, se deben almacenar a una distancia segura de la instalación de compresión.  
11.32.1  Los tanques superficiales de almacenamie nto se deben proteger de acuerdo con lo establecido 
en las normas oficiales mexicanas, normas mexicanas, y a falta de éstas con las normas y 
lineamientos  internacionales, y a falta de éstas con las normas o códigos extranjeros.  
11.33 Detección de gas.  Las áreas que forman parte de una estación de compresión deben contar 
con sistemas fijos de detección de gas con alarma, salvo que:  
a)    El edificio esté construido de tal manera que el 50% (cincuenta por ciento) de su área lateral vertical,  como 
mínimo, esté  permanentemente abierta, o  
b)    La estación de compresión sea de hasta 1,000 caballos de fuerza y no esté tripulada.  
11.33.1  Salvo cuando se requiera parar el sistema para mantenimiento de acuerdo con el numeral  siguiente, 
los sistemas de detección de ga s con alarma requeridos por esta sección deben monitorear  continuamente la 
estación de compresión para detectar concentraciones de gas en aire menores del 25%  (veinticinco por ciento) 
del límite inferior de explosividad. En caso de que dichas concentracion es se detecten,  se debe advertir del 
peligro que representa a las personas que se encuentran en el interior de la estación de  compresión y a las que 
van a entrar a ella.  
11.33.2  Los sistemas de detección de gas con alarma aquí requeridos, se deben mantener  en 
condiciones  óptimas de funcionamiento. El mantenimiento debe incluir pruebas operativas.  
11.34 Compresor.  a)     El compresor de gas debe arrancar, operar y parar de acuerdo con los procedimientos establecidos  en el manual 
de operación. Los dispositivo s de paro deben ser inspeccionados y probados  periódicamente para determinar 
su funcionamiento óptimo.  
b)    Para las estaciones donde existan condiciones de corrosión elevadas se debe contar con  procedimientos que 
establezcan la inspección periódica en in tervalos frecuentes que permitan  descubrir los deterioros causados a 
la tubería y a los equipos.  
c)    El equipo y la tubería donde se hayan detectado condiciones de corrosión inaceptable deben ser  aislados y 
purgados para su mantenimiento.  
E. Estaciones d e medición y/o regulación  
11.35 Inspección y pruebas.  Las estaciones de medición, estaciones de regulación de presión y su  equipo, 
se deben sujetar a inspecciones y pruebas a intervalos que no excedan de quince meses pero, como  mínimo, 
una vez cada año calendario para determinar que:  
a)    Se encuentran en una condición mecánica adecuada desde el punto de vista de capacidad y  confiabilidad 
operativa;  
b)    Se encuentran operando a las condiciones para las cuales fueron selecciona das, y  
c)    Están protegidas del polvo, líquidos u otras condiciones que pudieran afectar su funcionamiento.  
11.36  Prueba de dispositivos de relevo de presión.  
11.36.1  Los dispositivos de relevo de presión (excepto discos de ruptura), cuando sea posible, se 
deben  probar en el sitio a intervalos que no excedan de quince meses pero, como mínimo, una vez cada 
año calendario para determinar que cuentan con suficiente capacidad para limitar la presión en las instalaciones 
a las que están conectados, para no reb asar la presión máxima deseada.  
11.36.2  Si el dispositivo de relevo es de capacidad insuficiente, se debe instalar un dispositivo nuevo 
o adicional para proporcionar la capacidad requerida.  
11.36.3  Se permite llevar a cabo pruebas a los dispositivos en un sitio fuera de su localización y se  deberán 
tomar previsiones para no dejar el sistema sin protección durante el periodo en que se pruebe el  dispositivo.  
11.37 Prevención de incendios accidentales . Derivado de una previa valoración del riesgo, se 
deben  instrumentar las medidas de seguridad aplicables de acuerdo a las recomendaciones arrojadas por el 
análisis  de riesgos para minimizar el peligro de una ignición accidental en áreas donde la presencia de gas 
constituya  un riesgo de fuego o explosión. Se deberá n tomar en cuenta, entre otras medidas, las siguientes:  
a)    Cuando un volumen de gas es liberado al aire, se debe tener cuidado de retirar del área cualquier  fuente de 
ignición potencial y contar con el equipo adecuado en caso de emergencia  
b)    La soldadura o corte eléctrico o con gas no se debe realizar en el tubo o en componentes de tubo  que contengan 
una mezcla explosiva de gas - aire en el área de trabajo, y  
c)    Colocar señalamientos de advertencia donde sea apropiado.  
F. Instalaciones de e ntrega  
  
11.38 Programa periódico de mantenimiento.  Se debe establecer un programa periódico 
de mantenimiento, inspección, prueba y calibración de todo el equipo en las instalaciones de entrega 
para asegurar un funcionamiento adecuado, el cual debe incluir:  
a)    Dispositivos de medición de flujo, presión y temperatura, para detectar desviaciones en sus  condiciones normales 
de operación;  
b)    Dispositivos de seguridad por sobrepresión, como son válvu las automáticas con sus respectivos  lazos de control;  
c)    Dispositivos de relevo y reguladores de presión que deberá efectuarse al menos una vez cada año  calendario, 
para determinar su funcionalidad, buena condición mecánica y, si es adecuado desde el  punto de vista de 
capacidad y operación para el servicio en el cual es empleado;  
d)    Equipo contra incendio, el cual se debe mantener en óptimas condiciones de operación de manera  permanente, 
estar claramente identificado y con fácil acceso en caso de fueg o, y 
e)    El equipo electromecánico y obra civil de la estación.  
G. Reevaluación de la MPOP por integridad del ducto o necesidades operativas  Esta sección describe los requerimientos mínimos que se deben cumplir para incrementar la MPOP 
por motivos difere ntes a la densidad poblacional, ya sea incrementándola por necesidades operativas 
o reduciéndola como medida preventiva por los resultados de la evaluación de la integridad del ducto, como 
el adelgazamiento en la pared del ducto por corrosión, entre otros.  
11.39 Requisitos generales, incrementos de presión.  En caso de que se requieran modificar 
las condiciones de operación de una tubería para aumentar la presión, el incremento se debe 
realizar  gradualmente a valores que puedan ser controlados y de acuerdo c on lo siguiente:  
a)    Establecer las medidas de seguridad necesarias y límites de presión para que el tramo de ducto no  sea expuesto 
a presiones que puedan afectar adversamente su integridad,  
b)    Los incrementos deben ser no mayores del 10% de la presió n cada hora. Al final de cada incremento  gradual, 
la presión se debe mantener constante, en tanto se verifica la existencia de fugas en el  tramo de tubería 
afectado, y  
c)    Las fugas detectadas se deben reparar antes de realizar un nuevo incremento de pre sión y siguiendo  el 
procedimiento correspondiente.  
11.40 Documentación de acciones realizadas al tramo de tubería.  Cuando se someta un tramo 
de tubería a condiciones de operación más exigentes, la integridad de dicho tramo debe estar 
evaluada  completamente de acuerdo a las disposiciones del capítulo 13 de esta Norma y se debe contar con 
un registro  de las acciones realizadas en el tramo de tubería, documentación relacionada al mismo, trabajos 
correctivos y  preventivos, y pruebas de presión desa rrolladas.  
11.41 Plan escrito.  Cuando se modifiquen las condiciones de operación de un tramo de tubería, se 
deben  seguir los procedimientos escritos que aseguren el cumplimiento de los requisitos aplicables de esta 
sección.  
11.42 Limitaciones para incremen tar la MPOP.  Al establecer una nueva MPOP, conforme con 
esta sección, no se podrá exceder el valor máximo permitido para un tramo nuevo de tubería construido de 
los mismos materiales en la misma clase de localización, de acuerdo con los criterios de los nu merales 11.6.1 
a 11.6.3 de esta Norma.  
11.42.1 Evaluación de ingeniería.  La MPOP de las tuberías de transporte podrá incrementarse si 
de manera previa se lleva a cabo una evaluación de ingeniería para determinar si es viable incrementar la 
MPOP  a la presió n propuesta y si a la fecha de incremento de la MPOP no se tienen retrasos en las 
actividades  correctivas o de inspección, programadas de acuerdo al sistema de administración de integridad de 
ductos de  esta Norma.  
La evaluación de ingeniería a que se refie re el párrafo anterior debe incluir al menos:  
  
a)    Análisis de las condiciones físicas actuales del tramo de ducto completo, como es su espesor,  poniendo especial 
énfasis en las zonas con menores espesores. Los espesores deben ser  determinados utilizand o tecnologías de 
inspección confiables.  
b)    Revisión detallada del diseño original del tramo de ducto;  
c)    Análisis de los registros de construcción, inspección y pruebas;  
d)    Análisis de los registros de las reparaciones que haya tenido desde su construcción; y  
e)    Análisis de los registros de las fugas que haya tenido.  
11.42.2  Si derivado de la evaluación de ingeniería resulta viable el incremento de la MPOP, el tramo de  ducto 
en cuestión se deberá someter a nuevas pruebas de presión de acuerdo al capítulo 10 de esta Norma 
y establecer la nueva MPOP de acuerdo a los criterios de los numerales 11.6.1 a 11.6.3.  
11.42.3  Si derivado de la evaluación de ingeniería resulta viable e l incremento de la MPOP pero las  pruebas 
de presión no resultan prácticas para el tramo de ducto, el establecimiento de una nueva MPOP  deberá 
realizarse de acuerdo a lo siguiente:  
a)    Seleccionar la nueva MPOP que haya sido confirmada por la evaluación d e ingeniería y que no  exceda el menor 
de los siguientes valores;  
1.   El 80% de la presión de diseño de una tubería nueva que tenga las mismas consideraciones de  diseño y el 
mismo material; y  
2.   La presión que corresponda a un esfuerzo tangencial máximo del 50% de la RMC de la tubería.  b)    Antes de iniciar el incremento de presión en el tramo de ducto se debe realizar lo siguiente:  
1.   Contar con los dispositivos adecuados para medir la presión ; 
2.   Realizar un monitoreo de fugas inicial y hacer la reparación correspondiente en donde sea  requerido; y  
3.   Reparar o reemplazar cualquier tramo de tubería o accesorio inadecuado para la nueva MPOP.  
11.42.4  Si derivado de la evaluación de ingeniería  no resulta viable el incremento de la MPOP, se 
deberá  mantener la MPOP actual en tanto no se subsanen las deficiencias encontradas en dicha evaluación.  
11.42.5  Al reducirse el espesor de pared de la tubería y sus accesorios por efecto de la corrosión o  erosión, 
es necesario evaluar la MPOP debido a que se reduce la resistencia de la tubería por los esfuerzos  causados 
por la presión. Como resultado de la medición del espesor de la tubería y a la aplicación del sistema  de 
administración de la integridad de d uctos, se debe evaluar la MPOP de la tubería y considerar como  alternativas:  
a)    Realizar la reparación o reemplazo correspondiente en la zona con bajos espesores; o  
b)    Reducir la MPOP de la tubería.  
11.42.6  La evaluación de la MPOP para el tramo de d ucto debe realizarse de acuerdo a lo siguiente:  
a)    Determinar la profundidad de la corrosión en la sección del ducto  c (en mm), (ver figura 1). Si  c es menor que el 
10% del espesor nominal del tubo  t (en mm), no se requiere reducir la MPOP. Si  c es mayor que el 80% del 
espesor nominal del tubo  t, se debe considerar el reemplazo de la sección de  tubo corroído;  
b)    Determinar la longitud efectiva de corrosión a lo largo del eje longitudinal de la tubería  L (en mm).  
c)    Calcular el factor adimension al A, de acuerdo a lo siguiente:  
A= 0.893 x L /  (D x t)  
Donde:  
  
       D = diámetro exterior nominal de la tubería, en mm.  
d)    Para valores de  A menores o iguales a 4.0, calcular  P´ de acuerdo a la siguiente fórmula:  
P´= 1.1 x P x ((1 -2c/3t)/(1-2c/3t(A2+1))) 
Donde:  
       P = El valor mayor entre la presión de diseño (excluyendo el factor de junta soldada), en Mpa y la  MPOP actual.  
       P´= La máxima presión segura para el área corroída, en MPa;  
El valor de P´ no debe ser superior al de P.  
e)    Para valores de  A mayores a 4.0, calcular  P´ de acuerdo a la siguiente fórmula:  
P´= 1.1 x P x (1 -c/t) 
El valor de P´ no debe ser superior al de P.  
f)     Si la MPOP actual es igual o menor a  P´, el área con problemas de corrosión puede permanecer en  servi cio con 
la actual MPOP si se protegen las zonas corroídas y no se interrumpe el sistema de  administración de integridad 
de ductos, de acuerdo al capítulo 13 de esta Norma. Si la MPOP actual  es mayor  a P´, la MPOP debe reducirse 
al valor que asegure que  no excede a  P´, o la zona corroída  debe ser reparada o reemplazada.  
 
Figura 1  
11.43 Medición de espesores.  Con la finalidad de monitorear el desgaste de la tubería por corrosión 
o erosión, se debe realizar la medición de espesores de pared de la tubería en instalaciones superficiales, 
como  son entradas y salidas de válvulas de seccionamiento, estaciones de compresión, estaciones de 
regulación y  medición, pasos aéreos y trampas de d iablos, entre otras. Estas mediciones se deben efectuar 
anualmente y  una vez que se cuenten con suficientes datos para hacer un análisis estadístico y estimar la 
velocidad de  desgaste, se puede establecer un programa de medición de espesores con frecuencia  diferente a 
la anual, en  base a los espesores y velocidad de desgaste encontrados. La medición de espesores para 
estas  instalaciones debe incluir lecturas en al menos el 50% de las piezas de tubería y accesorios que 
conformen lainstalación superficial y l as mediciones en cada pieza deben ser en al menos dos posiciones 
distintas.  
H. Desactivación y reactivación de tuberías.  
11.44 Desactivación de tuberías.  En los procesos de desactivación de tuberías, se deberán tomar 
las medidas siguientes:  
a)     Cuando se desactive una tubería, ésta debe ser desconectada del sistema de suministro de gas,  purgada y 
taponada usando bridas ciegas, cabezas soldadas, comales o el accesorio que se  considere apropiado. Cuando 
la tubería se llene con algún medio se deberá  poner especial cuidado  
en su desactivación y los efectos que le pueda causar a la misma, así como las consecuencias que  se puedan 
tener en la eventualidad de una fuga.  
b)    En tuberías desactivadas se deberá mantener el control de la corrosión interna y externa y el  mantenimiento de 
la tubería deberá realizarse de acuerdo con lo establecido por esta Norma  (capítulo 11).  
c)    En tuberías que no han sido utilizadas por un tiempo mayor a 15 meses se debe comprobar  anualmente la 
efectividad del método de des activación usado, el control de la corrosión y otras  actividades de mantenimiento.  
11.45  Reactivación de tubería.  
a)    Antes de la reactivación de una tubería se debe llevar a cabo una Evaluación de ingeniería para  determinar si 
dicha tubería es operativamente viable para entrar en servicio.  
b)    Cuando la evaluación indique que no es viable de entrar en servicio se deben implementar las  medidas 
correctivas que sean necesarias para su reactivación.  
11.46  Abandono de  Tubería.  
a)    La tubería que se deje abandonada en el lugar y no se le proporcione mantenimiento conforme con  esta sección, 
se debe desconectar de todas las fuentes de abastecimiento de gas y purgarse;  
b)    Si se utiliza aire para purgado, se debe asegu rar que no esté presente una mezcla explosiva  después del 
purgado, y  
c)    La tubería, una vez purgada, debe estar físicamente separada del sistema de transporte y de  cualquier otro 
servicio y se debe taponar haciendo un sello efectivo.  
d)    Los registros  que sean abandonados deberán ser rellenados con material compactado  adecuadamente.  
11.47  Ductos que hayan estado en servicio o que hayan transportado previamente algún fluido 
diferente  al GN. 
a)    Revisar el historial de diseño, construcción, operación y mantenimiento del sistema de transporte  para determinar 
si el sistema de transporte se encuentra en condiciones satisfactorias de operación  de acuerdo con esta Norma;  
b)    Inspeccionar el sistema d e transporte para identificar las condiciones de operación que pudieran  afectar la Franja 
de Seguridad del sistema de los tramos superficiales y de los subterráneos;  
c)    Corregir los defectos y condiciones inseguras detectadas de acuerdo con esta Norma;  
d)    Probar el sistema de transporte de acuerdo con el capítulo 10 Pruebas de hermeticidad para  garantizar que se 
proporcione la MPOP definida en el capítulo de Operación, y  
e)    Mantener, durante el periodo de operación del sistema de transporte, un reg istro de las operaciones  realizadas, 
pruebas, reparaciones, reemplazos y modificaciones o alteraciones hechas bajo los  requisitos de este numeral. 
Para los sistemas de transporte que no cuenten con dicho registro antes  de la entrada en vigor de esta Norma,  
éste se deberá llevar a cabo en forma obligatoria a partir de la  entrada en vigor de la presente Norma.  
11.48  Elaboración del programa anual de operación, mantenimiento y seguridad  11.48.1  El Permisionario deberá elaborar el programa anual de operación, m antenimiento y seguridad 
del Sistema de transporte que sea congruente con lo establecido en el capítulo 11 de esta Norma. 
Dicho  programa deberá ser verificado por una Unidad de Verificación debidamente acreditada y aprobada por 
la Comisión.  
El programa deb e contener, como mínimo, los rubros siguientes:  
a)    La lista total de actividades a desarrollar relativas a la operación, mantenimiento y seguridad del  sistema  
b)    Desagregación de las actividades por área del sistema o por concepto, es decir, operació n, mantenimiento y 
seguridad  
c)    Desarrollo cronológico de las actividades estableciendo su interdependencia con otras, en su caso.  Se debe 
mostrar claramente la fecha de inicio y terminación de la actividad.  
d)    Manual, instrucciones y recomendaciones  del fabricante del equipo, sistema o instalación  correspondiente, en 
su caso.  
e)    Descripción de los recursos humanos y tiempo asignados a cada actividad  
f)     Persona responsable de las actividades  
g)    La forma en que se van a controlar el desarroll o y ejecución de las actividades programadas  
h)    Bitácora de las actividades de operación, mantenimiento y seguridad  
11.48.2  El Permisionario deberá presentar anualmente a la Comisión durante los primeros 90 días del 
año calendario en curso, el dictamen emitido por una UV con relación al cumplimiento del programa anual 
de operación, mantenimiento y seguridad del Sistema de transporte, correspondiente al año calendario 
inmediato  anterior, a que hace referencia la disposició n 
11.48.3  El dictamen deberá ir acompañado de dicho programa, así como de un reporte en el que 
se describan comentarios, observaciones y la forma en que fueron subsanadas, en su caso, las 
no conformidades por parte del Permisionario.  
12. Programa para la prevención de accidentes (PPA).  
12.1 Requisitos generales.  Se debe contar con un programa para la prevención de accidentes para 
el sistema de transporte, de conformidad  con lo establecido por la Secretaría del Medio Ambiente y 
Recursos  Naturales (SEMARNAT) así como en  lo indicado en el Apéndice V de esta Norma Oficial Mexicana. 
El PPA  debe tomar en cuenta las modificaciones al sistema de transporte así como los cambios en la clase 
de localización del sistema que en su caso se presenten.  
12.1.1  El personal involucrado en los programas de respuesta a emergencias y el personal operativo 
del sistema de transporte debe estar familiarizado con el PPA y tener conocimiento de sus 
responsabilidades  dentro del mismo.  
12.2 Procedimiento de prevenci ón de daños.  De manera adicional al PPA se debe instrumentar 
un procedimiento escrito para prevenir daños a las tuberías enterradas, ocasionados por actividades 
de construcción.  
12.2.1  Las actividades de construcción incluyen: la excavación, uso de explosi vos, perforación, limpieza 
y descubrimiento de la tubería, excavación de túneles, relleno, remoción de estructuras superficiales, ya sea  con 
explosivos o por medios mecánicos, y cualquier otra operación de movimiento de tierra.  
12.2.2  El procedimiento de p revención de daños debe, como mínimo:  
a)    Implementar un censo de las personas físicas o morales que pueden estar involucradas en  actividades de 
construcción en el área en donde se localiza la tubería;  
  
b)    Establecer un programa de difusión de inform ación a las personas físicas o morales mencionadas en  el inciso 
anterior y proporcionar a la autoridad local información actualizada de las tuberías e  instalaciones existentes en 
su territorio  
c)    Proporcionar los medios para recibir y registrar las notificaciones de las actividades planeadas de  construcción;  
d)    Identificar con señalamientos temporales las tuberías enterradas en el área de construcción antes de  que la 
actividad se inicie, y  e)    Solicitar las inspecciones que deban realizarse a tuberías cuando puedan ser dañadas por las  actividades de 
construcción. La inspección debe realizarse tan frecuentemente como sea necesario  durante y después de las 
actividades para verificar la integridad  de la tubería, y en su caso deberá  incluir supervisión de fugas.  
12.3 Simulacros.  De manera complementaria a lo requerido en el PPA, se deben programar y 
realizar  simulacros para evaluar el plan de respuesta a emergencias en el sistema de transporte, tant o a nivel 
interno  como nivel externo. Los simulacros nivel interno deben realizarse con una periodicidad que no exceda 
15 meses pero, como mínimo, una vez cada año calendario. Los simulacros nivel externo deben realizarse 
al menos cada 4 años en puntos est ratégicos de la franja de seguridad del sistema, involucrando organismos 
u organizaciones externos como comités locales de ayuda mutua, comités locales de protección civil, 
dirección  de seguridad pública estatal y municipal, policía federal de caminos, ser vicios coordinados de salud, 
cuerpo  de bomberos municipales, partidas militares y empresas privadas, que puedan brindar apoyo en caso 
de unaemergencia. Los sitios donde se realicen los simulacros deben variarse de un simulacro a otro.  
13. Sistema de admini stración de la integridad de Ductos  
13.1 Generalidades.  
13.1.1  Como resultado de incidentes ocurridos en sistemas de transporte de Gas en diversas partes 
del mundo, se han adoptado, en años recientes, nuevos métodos para evaluar riesgos e implementar 
medid as efectivas para controlarlos. Entre ellos destaca el de la administración de riesgos como un medio más 
eficaz,  desde el punto de vista de costos, y adecuado, desde el punto de vista de ingeniería, para mantener y 
mejorar  la seguridad en instalaciones ind ustriales. La administración de riesgos se entiende como una 
combinación de  la evaluación del riesgo y su control. La seguridad de un Sistema de transporte está 
directamente vinculada  con el diseño, apego a normas y códigos de ingeniería, mantenimiento y a decuada 
operación de las  instalaciones; todos estos rubros impactan el estado físico e integridad de un sistema.  
Un Sistema de Administración de la Integridad de Ductos (SAID) utiliza métodos de administración 
de riesgos y administración de sistemas; el ob jeto primordial es estructurar un sistema de administración 
global  del riesgo de un sistema de transporte, el cual incluye  programas  de operación y mantenimiento, planes 
y procedimientos de atención a emergencias y análisis sistemático de la integridad de las instalaciones.  
13.2 Objetivos de un SAID.  
13.2.1  Para implementar un SAID, el Permisionario o Transportista debe tener como objetivos los 
rubros  siguientes:  
a)    Lleva r a cabo una evaluación inicial sobre el estado físico del Sistema de transporte y,  posteriormente, revaluar 
periódicamente los ductos y demás equipo que lo integra para identificar  fallas que representen un riesgo 
potencial.  
b)    Remediar defectos o fall as descubiertos durante estos procesos de evaluación, y  
c)    Monitorear continuamente la efectividad del SAID para que los diversos rubros establecidos en la  sección 13.2.8 
se implementen exitosamente.  
13.2.2 Administración de la Integridad:  Desde el punt o de vista de ingeniería, administración de 
la integridad es la gestión de la vida útil de las instalaciones que toma en cuenta las amenazas que 
pudieran  incidir en los sistemas, ya que éstas, si se materializan, pueden reducir significativamente su vida ú til. 
13.2.3 Amenaza:  Es toda condición física o química que tiene el potencial de causar daño al personal, a  las 
instalaciones o al ambiente.  
13.2.4 Consecuencia:  Resultado real o potencial de un evento no deseado medido por sus efectos en 
las personas, en el medio ambiente, en la producción e instalaciones.  
13.2.5 Riesgo:  Es la medida de una amenaza que combina una estimación de la probabilidad de  ocurrencia 
de un evento indeseable con una medida de sus efectos o consecuencias.  
13.2.6  Los Permi sionarios o Transportistas deben implantar un SAID de conformidad con lo previsto en  esta 
Norma Oficial Mexicana.  
13.2.7  El elemento central de un SAID lo constituye un estudio de riesgos. El análisis de riesgo 
debe  elaborarse mediante la implementación de  una metodología sistemática, por ejemplo, el HAZOP 
(Hazard  Operability), complementado con la determinación de los radios de afectación.  
13.2.8  Mediante la implementación del SAID como plan maestro de administración, se requieren realizar  las 
actividades siguientes:  
i.     Establecer el alcance y los objetivos de dicho sistema  ii.     Definir quién es el responsable de cada elemento del SAID y de su administración  
iii.    Definir qué políticas y procedimientos son adecuados para lograr las metas y objetivos  
iv.    Definir cómo se implementarán las políticas y procedimientos  
v.     Identificar y analizar todos los eventos que pudieran conducir a una falla del Sistema  de transporte  
vi.    Evaluar la factibilidad y consecuencias de incidentes potenciales en los ductos  
vii.   Evaluar y comparar los riesgos  
viii.  Establecer un marco de trabajo con fechas compromiso que considere, entre otras, las medidas  que se 
implementarán sob re mitigación de los riesgos identificados  
ix.    Definir cómo se medirá el rendimiento del SAID  
x.     Definir cómo se evaluará y auditará periódicamente el SAID  
13.2.9  El Permisionario o transportista debe desarrollar los elementos siguientes como parte de la  estructura 
del SAID:  
a)    Plan de Administración de la Integridad (PAI);  
b)    Programa de Desempeño del PAI;  
c)    Programa de Comunicación del PAI;  
d)    Programa de Administración de Cambios del PAI;  
e)    Programa de Control de la Calidad del PA I, y 
f)     Programa de investigación y análisis de accidentes.  
13.3 Plan de Administración de la Integridad  
13.3.1  En la elaboración del Plan de Administración de la Integridad, el Permisionario o transportista 
puede  basarse en alguno de los dos métodos s iguientes:  
a)    Método prescriptivo . En este método los requerimientos tanto de información como de análisis son  
menos extensos. Se requiere recopilar información específica con objeto de evaluar cada amenaza  identificada, 
por lo que debe implantarse en Sistemas de transporte nuevos que no cuenten con un  historial operativo, y, por 
lo tanto, de integridad. Se debe evaluar inicialmente el peor escenario  esperado en el Sistema de transporte y 
establecer intervalo s entre evaluaciones sucesivas de las  instalaciones mediante las cuales se obtenga el 
estado de integridad de las mismas. Adicionalmente,  se deben implantar actividades de inspección, prevención, 
detección y mitigación para producir un  plan de administraci ón de la integridad.  
b)    Método basado en el desempeño . Este método requiere de mayor información y disponer de  capacidad de 
análisis de riesgos más complejos, ya que se implementa en Sistemas de transporte  que cuentan con historial 
operativo y de integr idad. Por lo anterior, se deben efectuar inspecciones  que proporcionen información sobre 
la integridad del sistema con la finalidad de lograr un mayor  grado de flexibilidad con relación a intervalos de 
inspección y técnicas de mitigación empleadas.  
       El método de administración de la integridad basado en el desempeño debe considerar, al menos, lo  siguiente:  
1.   Descripción del método de análisis de riesgos empleado;  
2.   Documentación aplicable a cada una de las áreas que forman el Sistema de transpor te, y 
3.   Análisis documentado mediante el cual se determinen los intervalos de evaluación de la  integridad y los métodos 
de mitigación (reparación y prevención).  
13.3.2  El Permisionario o Transportista debe implantar un Plan de Administración de la Integ ridad 
que considere, al menos, las actividades siguientes:  
13.3.2.1  Identificación de causas de daños potenciales por amenaza.  Se requiere identificar y 
recopilar  información que caracterice cada sección del Sistema de transporte y sus amenazas potenciales , por 
ejemplo,  corrosión interna y externa, daños mecánicos, defectos de fabricación, fallas operativas, entre 
otras.  Posteriormente, se debe analizar la interacción de estas amenazas (más de una amenaza que ocurra en 
una sección del Sistema de transporte al mismo tiempo) e identificar el impacto potencial de cada una de ellas.  
13.3.2.2  Recolección, revisión e integración de datos.  Se debe recopilar información sobre el 
diseño,  operación, mantenimiento, historial de operación y fallas específicas en cada un a de las áreas del Sistema de  transporte, con el fin de caracterizarlas e identificar las amenazas potenciales específicas. Además, 
se deben  incluir aquellas condiciones o acciones que afectan el estado en el que se presentan las 
amenazas  identificadas, por ejemplo, deficiencias en la protección catódica, condición del recubrimiento de 
protección  contra incendio, entre otras.  
13.3.2.3  Estudio de riesgos.  La información recopilada de los pasos anteriores debe usarse en 
la elaboración del est udio de riesgos del Sistema de transporte o de cada uno de los sistemas que lo 
forman.  Dicho estudio integra un análisis de riesgos mediante el cual se identifican eventos y condiciones 
específicas  que podrían ocasionar una falla en el Sistema de transport e. Adicionalmente, se debe determinar 
la probabilidad de ocurrencia de un evento así como sus consecuencias en las instalaciones, al personal que 
las opera y al entorno del Sistema de transporte. El resultado de un análisis de riesgos proporciona 
informaci ón sobre la ubicación y naturaleza de los riesgos más significativos, permite clasificar los sistemas: 
mecánico,  eléctrico, contra incendio, entre otros, que forman parte del Sistema de transporte y establecer 
criterios para laevaluación de la integridad d e las instalaciones, así como priorizar las acciones de 
mitigación  correspondientes. El estudio de riesgos debe realizarse cada cinco años, o antes si se presentan 
cambios  internos o externos, o incidentes o accidentes mayores al Sistema de transporte; los  resultados del 
estudio de  riesgos deben integrarse al Plan de Administración de la Integridad.  
13.3.2.3.1  El estudio de riesgos implantado por el Permisionario o Transportista debe incorporar los  objetivos 
siguientes:  
  
a)    Priorizar los sistemas que fo rman parte del Sistema de transporte para programar las evaluaciones  de integridad 
y las acciones de mitigación;  
b)    Evaluar los beneficios derivados de la acción de mitigación;  
c)    Determinar las medidas de mitigación más efectivas para las amenazas i dentificadas;  
d)    Evaluar las metodologías de inspección alternas, e  
e)    Identificar dónde deben emplearse los recursos de la manera más efectiva.  
13.4 Aspectos generales del estudio de riesgos.  
13.4.1  Se debe contar con un estudio de riesgos y clasifi car éstos de acuerdo con los siguientes 4 tipos:  
a)    Riesgo mayor Tipo A. El riesgo requiere acción inmediata. Representa una situación de alto riesgo  a corto plazo 
y deben establecerse controles temporales dentro de los 90 días a partir de que dicho  riesgo fue identificado. 
La mitigación debe hacerse por medio de controles de ingeniería y/o factores  humanos hasta reducirlo a Tipo 
C o de preferencia a Tipo D, en un lapso menor a 12 meses.  
b)    Riesgo Indeseable Tipo B. El riesgo debe ser reducido y no hay margen para investigar y analizar a  más detalle. 
Deben de establecerse controles temporales en sitio para reducir el riesgo en los  siguientes 90 días. No 
obstante, la acción definitiva para eli minar el riesgo debe darse en un lapso  menor a 18 meses.  
c)    Riesgo aceptable con controles Tipo C. El riesgo es significativo, pero se pueden implementar  acciones 
correctivas mediante el paro de instalaciones programado para no afectar programas de  trabajo y reducir costos. 
Las medidas de solución para atender los hallazgos deben darse en los 3  años subsecuentes. La mitigación 
debe enfocarse en la disciplina operativa y en la confiabilidad de  los sistemas de protección.  
d)    Riesgo razonablemente aceptable Tipo D. El riesgo requiere tomar medidas pero es de bajo  impacto, y puede 
programarse su atención y reducción en forma conjunta con otras mejoras  operativas.  
13.4.2  Se debe contar con un programa con fechas compromiso para l a atención de las 
recomendaciones  que hayan derivado del estudio de riesgos.  
13.4.3  El estudio de riesgos y el programa de atención a sus recomendaciones, a que hacen referencia 
los numerales 13.4.1 y 13.4.2, deben mantenerse actualizados de acuerdo con lo  siguiente:  
a)    Antes de realizar modificaciones físicas a las instalaciones del Sistema de transporte, o  
b)    Cada 3 años si no existen tales modificaciones físicas.  
13.4.4  Se debe contar con una clasificación de todas las zonas o áreas de impacto por las que cruza 
el Sistema de transporte en las que el criterio de clasificación sea el estado que guardan las instalaciones 
con relación al tipo de riesgo presente en cada una de las áreas de impacto, siguiendo el criterio establecido en 
el numeral 13.4.1. El tipo de riesgo debe tomar en cuenta la vulnerabilidad de las diferentes áreas a 
los siguientes impactos:  a)    A la población. - Deben considerarse daños a la población así como al personal operativo del sistema  de 
transporte; debe tomarse en cuenta, tam bién, la variación de la densidad de población de un sitio  a otro.  
b)    Ambiental. - Daños al ambiente que abarque suelo, agua y aire. Algunas áreas pueden incluir o estar  dentro de 
zonas protegidas o con condiciones especiales como cuerpos de agua, reserv as 
ecológicas, zonas con susceptibilidad a inundaciones, zonas bajo la influencia de actividad volcánica  o sísmica, 
entre otros.  
c)    Al Sistema de transporte. - Daños o afectaciones a las instalaciones del Sistema de transporte, por  ejemplo, al 
derecho de vía, que puedan repercutir en la continuidad y calidad del servicio de  transporte, así como en 
pérdidas económicas.  
13.4.5  Las áreas de impacto deben estar incluidas e identificadas mediante coordenadas en un 
plano  general del trayec to del Sistema de transporte.  
13.5 Implementación del Sistema de Administración de la Integridad de Ductos (SAID).  
13.5.1  Los Permisionarios o Transportistas responsables de la operación y mantenimiento de los 
sistemas  de transporte deben implementar un SA ID de acuerdo con lo establecido en el presente capítulo de 
esta Norma Oficial Mexicana.  
13.6 Fundamentos de un Sistema de Administración de la Integridad de Ductos.  
13.6.1  El alcance y objetivos del SAID deben abarcar más que un conjunto de herramientas n uméricas o  un 
programa de inspección y mantenimiento aislado. El SAID debe establecerse como un sistema 
de administración que abarque los campos de ingeniería, riesgos, operación, inspección, 
mantenimiento,  seguridad y comunicación.  
13.6.2  La finalidad de esta Norma Oficial Mexicana en cuanto a la administración de la integridad de  ductos, 
es establecer las bases para que los Permisionarios y Transportistas implementen un sistema de  administración 
que contenga programas, metodologías y medidas adecuadas que  permitan identificar y  evaluar los riesgos de 
los ductos, establecer prioridades de atención a los mismos, definir programas de  acción, reparar fallas y validar 
la integridad y buen estado de los ductos, con el objeto de incrementar la  seguridad de las pe rsonas y sus 
bienes, así como de las instalaciones y medio ambiente que las rodea.  
13.7 Basl8es para iniciar el SAID.  
13.7.1  Inicialmente, debe definirse un marco genérico de acción en el que se establecen la filosofía 
del sistema y la manera en que se rea lizarán las diferentes actividades. A medida que se recaben datos 
e información y se incorporen al SAID para detallarlo, éste evolucionará paulatinamente para formar un plan 
de administración exhaustivo sobre el estado que guarda el Sistema de transporte. El marco inicial del SAID 
debe  establecer como mínimo:  
a)    El proceso de implementación de cada elemento del SAID (ver numeral 13.9),  
b)    Las decisiones relevantes que se tomarán y quién las implementará,  
c)    Programa con fechas compromiso para completar el trabajo de implementación del elemento del  sistema, y  
d)    La manera en que la información generada, derivada de la experiencia, será incorporada  sistemáticamente al 
SAID.  
13.8 Evaluación inicial y Plan bas e de evaluación  
13.8.1  Al mismo tiempo que se establece el marco inicial como base de un SAID, se debe llevar a cabo 
el plan base de evaluación de la integridad de ductos a partir del cual se obtendrán los primeros resultados 
que nutrirán al SAID.  
13.8.2  Contenido del plan base de evaluación. El plan base de evaluación debe contener, al menos, 
los siguientes rubros:  
  
a)    Determinación de tramos o secciones del ducto a ser evaluados,  
b)    La identificación de las amenazas potenciales para cada tramo o s ección y la información que  soporte la 
identificación de la amenaza,  
c)    Las bases para seleccionar cada método de evaluación de la integridad de un tramo, las cuales  deben incluir 
las ventajas y desventajas de los distintos métodos, así como la opción d e utilizar  métodos complementarios o 
en forma conjunta. Entre los distintos métodos disponibles deben  incluirse, al menos, los siguientes:  i.    Herramientas de inspección interna o herramientas capaces de detectar corrosión y cualquier  otro defecto en la 
tubería,  
ii.   Pruebas de presión, realizadas de acuerdo con las Normas o lineamientos internacionales y, a  falta de éstas, 
con las normas extranjeras,  
iii.   Evaluaciones directas para identificar corrosión externa, corrosión interna y agrietamiento por  corrosión por 
esfuerzos, y  
iv.   Otras tecnologías probadas que proporcionen información sobre la condición del ducto.  
d)    Métodos seleccionados para evaluar la integridad de cada tramo de ducto,  
e)    Programa de actividades, basado en prioridades, para completar la evaluación de la integridad de los  tramos a 
ser evaluados, incluyendo los factores de riesgo considerados para establecer dicho  programa y  
f)     Procedimiento para asegurar que el plan base de evaluación de la integridad y las medidas  implementadas para 
solventar los hallazgos, en su caso, se realicen de manera que se minimicen los  riesgos a la población, al medio 
ambiente y a las instalaciones.  
13.8.3 Metodología del plan base de evaluación.  La metodología del plan base de evaluación 
debe implementarse siguiendo los pasos siguientes:  
a)    Priorizar el análisis de los distintos tramos o secciones del ducto a evaluar. Esta actividad debe ser  congruente 
con el estudio de riesgos que considere las amenazas potenciales de los ductos, de  acuerdo al numeral 13.3.2.1,  
b)    Aplicar los métodos que resulten adecuados citados en el inciso c) del numeral 13.8.2.  
c)    Prever que los métodos de evaluación elegidos cubran los riesgos de falla relativos a los rubros  siguientes:  
i.    Corrosión extern a, 
ii.   Corrosión interna,  
iii.   Agrietamiento por corrosión por esfuerzos,  
iv.   Defectos de fabricación (agrietamiento por fatiga debido a defectos existentes en soldaduras por  resistencia 
eléctrica),  
v.   Fallas por equipo asociado a la tubería,  
vi.   Fallas de construcción / fabricación del tubo, como son las curvaturas con pliegues, defectos en  soldaduras 
circunferenciales y fallas en el acoplamiento de uniones,  
vii.  Daño mecánico por terceras partes,  
viii. Fatigas cíclicas u otras condiciones de carga como movimientos del suelo / pérdida de soporte  
del suelo debido al clima y a fuerzas externas, y  
ix.   Operación incorrecta del sistema de transporte.  
d)    Establecer un periodo para completar el plan base de  evaluación en los tramos o secciones que se  hayan 
identificado, tomando en cuenta que a partir de este plan base de evaluación se programará la  evaluación de 
otros tramos o secciones de ducto.  
e)    Cuando surja un nuevo tramo con riesgo tipo A o B, como resultado de una actualización del estudio  de riesgo, 
el Permisionario o Transportista debe completar el plan base de evaluación del nuevo  tramo a más tardar en un 
año para riesgo tipo A y en 2 años p ara riesgo tipo B.  
f)     Cuando haya ampliaciones nuevas al ducto, el Permisionario o transportista dispondrá de un año  para completar 
el plan base de evaluación de la nueva ampliación, a partir de que haya sido  instalada, e integrar toda la 
documentación  y actividades programadas de esta nueva ampliación al  resto del SAID.  
13.8.4  Una vez que el plan base de evaluación ha sido completado, se debe implementar en el sistema  una 
metodología para que la evaluación de la integridad sea un proceso continuo y sis temático que incorpore  la 
información de las evaluaciones previas con objeto de integrar un SAID detallado y exhaustivo. La  continuidad 
del programa debe tener como objetivos primordiales, adicionales a los mencionados en la  sección 13.6, los 
siguientes:  
a)    Implementar el proceso de mejora continua en el mismo.  b)    Haber evaluado en 2 años la integridad del 100% de los tramos o secciones del ducto con riesgos  tipo A y B, de 
acuerdo con los criterios del numeral 13.4.1.  
c)    Haber evaluado en 3 años la  integridad de al menos el 50% de aquellos tramos del ducto con riesgo  tipo C, de 
acuerdo con los criterios del numeral 13.4.1.  
d)    Haber evaluado la integridad del Sistema de transporte completo al cabo de 5 años, basado en las  prioridades 
que resulten del estudio de riesgo.  
13.8.5  Una vez actualizado el estudio de riesgos, debe actualizarse o corroborarse la clasificación de  áreas 
de impacto de acuerdo al numeral 13.4.4.  
13.9 Elementos que constituyen un SAID.  
13.9.1  El programa inicial, de acuerdo con la sección 13.7.1, debe servir de base para un proceso 
continuo  de retroalimentación con la información recopilada y ser el soporte para los programas subsecuentes, 
cuyo fin  es mejorar y constituir un programa exhaustivo que debe implementarse en el period o previsto en el 
inciso d)  del numeral 13.8.4.  
Los elementos que constituyen el SAID son los siguientes:  
a)    Identificación de todas las áreas de impacto, basada en el estado que guardan las instalaciones, de  acuerdo al 
numeral 13.4.4.  
b)    Plan base de evaluación que cumpla con los requisitos de los numerales 13.8.2 y 13.8.3.  
c)    Identificación de las amenazas para cada tramo del ducto, que debe incluir la integración de datos y  una 
evaluación de riesgos. El Permisionario o Transportista d ebe usar la información sobre los  defectos identificados 
en los ductos y estudio de riesgos para priorizar la atención de los diferentes  tramos, y evaluar medidas 
adicionales preventivas y de mitigación para cada tramo.  
  
d)    Medidas para controlar o eli minar los defectos. Esto debe incluir, al menos, los rubros siguientes:  
i.    Listado de defectos y descripción de los mismos.  
ii.   Listado de requerimientos para efectuar las reparaciones, tanto inmediatas como programadas.  
iii.   Reducción temporal de la presión de operación, en su caso.  
iv.   Memorias de cálculo para determinar la presión que pueden soportar los tramos del ducto  considerando los 
defectos; lo anterior, para el caso en que se haya identificado una disminución  en el espesor del ducto o 
esfuerzos adicionales.  
v.   Listado de medidas preventivas o de mitigación necesarias.  
vi.   Programa para la reparación del ducto o eliminación de defectos.  
vii.  Reducción de la presión a largo plazo. Cuando la reducción de presión te mporal exceda 365  días, el 
Permisionario o Transportista debe tener documentadas y justificadas las razones por  las cuales la reparación 
del ducto ha sido retrasada.  
viii. Programa para efectuar reparaciones en un año. Las siguientes reparaciones deberán s er reparadas a más 
tardar en un año:  
a.     Abolladuras localizadas entre las posiciones 8 en punto y 4 en punto (las 2/3 partes  superiores del tubo) que 
tengan una profundidad mayor a 6% del diámetro del tubo o que  tengan una profundidad de 12.7 mm (0.5 
pulgadas) en tubería de 304.8 mm (12 pulgadas)  de diámetro y menores.  
b.    Abolladuras que tengan una profundidad mayor a 2% del diámetro del tubo o que tengan  una profundidad de 
6.35 mm (0.25 pulgadas) en tubería de 304.8 mm (12 pulgadas) de  diámetro y me nores y que afecten la 
curvatura del tubo en una soldadura circunferencial o  longitudinal.  
e)    Programa de monitoreo de condiciones no reparables a corto plazo. El Permisionario o Transportista  debe 
monitorear las condiciones de los defectos no reparable s a corto plazo para tomar en cuenta su  condición en 
los estudios de riesgos subsecuentes, e identificar cualquier cambio que requiera  reparación. Se deben 
monitorear las condiciones siguientes:  
i.    Abolladuras localizadas entre las posiciones 4 en punto y 8 en punto (la tercera parte inferior del  tubo) que 
tengan una profundidad mayor a 6% del diámetro del tubo o que tengan una  profundidad de 12.7 mm (0.5 
pulgadas) en tubería de 304.8 mm (12 pulgadas ) de diámetro y  menores.  ii.   Abolladuras localizadas entre las posiciones 8 en punto y 4 en punto (las 2/3 partes superiores  del tubo) que 
tengan una profundidad mayor a 6% del diámetro del tubo o que tengan una  profundidad de 12.7 mm (0.5 
pulgadas) en t ubería de 304.8 mm (12 pulgadas) de diámetro y  menores en las que un análisis de ingeniería 
demuestre que estas abolladuras no rebasan los  esfuerzos críticos en el metal.  
iii.   Abolladuras que tengan una profundidad mayor a 2% del diámetro del tubo o que tengan una  profundidad de 
6.35 mm (0.25 pulgadas) en tubería de 304.8 mm (12 pulgadas) de diámetro y  menores, en las que se afecte 
la curvatura del tubo en una soldadura circunferencial o  longitudinal pero que, mediante una Evaluación de 
ingeniería se demu estre que estas  
abolladuras y soldaduras no rebasan los límites de esfuerzos permitidos en el metal.  
f)     Metodología para que el SAID se constituya en un proceso de evaluación continua de la integridad  de ductos.  
g)    Plan para confirmar la evaluación directa que servirá para revaluar las condiciones más críticas del  Sistema de 
transporte en un periodo no mayor a 5 años.  
h)    Determinación de medidas preventivas y de mitigación que se establecerán para proteger las áreas  de gran 
impacto.  
i)     Impleme ntación de métodos para medir la efectividad del SAID.  
j)     Listado de los registros que se deberán mantener durante la vida operativa del Sistema de  transporte, bajo un 
sistema de administración de documentos.  
k)    Sistema de calidad que cubra toda la administración de la integridad de ductos y que incluya  auditorías internas 
del SAID en su totalidad.  
l)     Sistema de seguridad que establezca que las actividades de campo relacionadas con la integridad  del Sistema 
de transporte se lleven a cabo sin ries gos para el personal, instalaciones y medio  ambiente.  
13.10  El Permisionario o Transportista debe reportar los resultados de la inspección y evaluación de 
la integridad del Sistema de transporte a la Comisión de conformidad con lo establecido en el numeral 
13.17  Reportes del SAID.  
13.11  Respuestas y medidas correctivas y de mitigación.  Se deben programar acciones preventivas y  de 
mitigación para evitar, reducir  o eliminar una amenaza a la integridad de las instalaciones del Sistema 
de transporte.  
13.12  Programa de desempeño del SAID  
13.12.1  El Permisionario debe implantar un programa de desempeño cuyo propósito es cuantificar 
la efectividad del SAID; dicho programa debe contener lo siguiente:  
a)    Evidencia de que fueron logrados los objetivos del SAID.  
b)    Evidencia  de que fueron mejorados los aspectos de integridad y seguridad de las instalaciones del  Sistema de 
transporte me diante la aplicación del SAID.  
13.13  Programa de comunicación del SAID  
13.13.1  El Permisionario o Transportista debe desarrollar e implementar un plan de comunicación 
para informar quinquenalmente a la Comisión, o antes en caso de alguna modificación al mi smo, sobre el SAID 
y los resultados de sus actividades.  
13.14  Programa de administración del cambio del SAID  
13.14.1  Como parte del SAID, el Permisionario o Transportista debe considerar las modificaciones a 
las instalaciones, de ingeniería, procedimientos  y de organización del Sistema de transporte, tanto 
permanentes  como temporales. Dichas modificaciones deben ser administradas para identificar el impacto 
sobre el Sistema  de transporte y su integridad; el Permisionario o Transportista deberá establecer lo s criterios 
para aprobar e  implementar dichos cambios al SAID. Para llevar a cabo esas modificaciones, se deben 
considerar  procedimientos viables que sean aplicables a cambios mayores y menores.  
13.15  Programa de control de calidad del SAID  
  
13.15.1  El co ntrol de calidad constituye la prueba documentada y sistemática del cumplimiento del SAID.  El 
Permisionario o Transportista debe implementar un programa de control de calidad (si ya se cuenta con  uno, 
puede implementarse al SAID) mediante el cual se registren las actividades, procedimientos,  documentación y programas del SAID, con objeto que exista un registro y trazabilidad del mismo. El programa  debe consistir de 
lo siguiente:  
a)    Identificar l os procesos del SAID;  
b)    Determinar la secuencia e interacción de dichos procesos;  
c)    Determinar los criterios y metodología necesarios para garantizar que la operación y control de  dichos procesos 
sean efectivos;  
d)    Proporcionar los recursos y la  información necesarios para apoyar la operación y seguimiento de  estos procesos;  
e)    Dar seguimiento, medir y analizar dichos procesos, e  
f)     Implantar las acciones para lograr los resultados planificados y mejorar los procesos en forma  sistemática.  
13.15.2  El Permisionario o Transportista debe realizar las acciones siguientes como parte del programa 
de control de calidad:  
a)    Definir al personal responsable de tomar decisiones en este programa;  
b)    Seleccionar la documentación e incluirla en el p rograma de calidad; los documentos deben ser  controlados y 
archivados por el tiempo que dure el programa;  
c)    Determinar la forma de dar seguimiento al SAID;  
d)    Realizar quinquenalmente la verificación del SAID y del programa de calidad dictaminado po r una  Unidad de 
Verificación;  
e)    Documentar las acciones correctivas para mejorar el SAID o el plan de calidad y verificar su  efectividad.  
13.16  Programa de investigación y análisis de accidentes  
13.16.1  El Permisionario o Transportista debe implantar u n programa de investigación y análisis 
de accidentes, que incluya su reporte y seguimiento, cuyo propósito es instrumentar medidas correctivas y 
evitar  su recurrencia. En caso de haberse presentado un accidente en el Sistema de transporte, el Permisionario  
o Transportista deberá reportarlo a la Comisión en un plazo no mayor a 10 días hábiles después de 
haber  ocurrido. Adicionalmente, el Permisionario o Transportista deberá reportar a la Comisión el resultado 
del programa de investigación y análisis del accidente, así como las medidas correctivas implementadas, en 
un plazo máximo de un año después de ocurrido el accidente.  
13.17  Reportes del SAID  
13.17.1  Los Permisionarios o Transportistas cuyos Sistemas de transporte se encuentren en operación a  la 
entrada en vigor de esta Norma Oficial Mexicana, deberán verificar el SAID, de conformidad con lo  establecido 
en el numeral 13. 5 y presentar un primer reporte  2 años posteriores a la publicación de dicha  norma, que 
contenga los requisitos establecidos en este capítulo. El reporte deberá presentarse a la Comisión  durante los 
primeros tres meses posteriores al término del periodo de los 2 años y, subsecuentemente , de manera 
quinquenal, o antes en caso de alguna modificación al SAID.  
13.17.2  Los Permisionarios o Transportistas a quienes les aplica esta Norma Oficial Mexicana y 
cuyos  Sistemas de transporte sean instalaciones nuevas, deberán verificar el SAID, de con formidad con el 
numeral  13.5 y presentar a la Comisión un primer reporte en un plazo de 18 meses posterior a la entrada en 
operación  de dicho sistema y, subsecuentemente, un reporte quinquenal en medio electrónico sobre el estado 
que guarda la integridad d e las instalaciones del Sistema de transporte, o antes en caso de alguna modificación 
al SAID, de conformidad con lo establecido en este capítulo.  
13.17.3  Los Permisionarios deben elaborar su programa anual de operación, mantenimiento y seguridad  del 
Siste ma de transporte aludido en la disposición 11.1 de esta Norma Oficial Mexicana, considerando, entre  otros, 
los resultados reportados del plan de administración de la integridad correspondiente.  
13.18  Notificación del reporte anual de incidentes.  
13.18.1  El Permisionario o Transportista deberá enviar a la Comisión un reporte anual de incidentes de 
su Sistema de transporte y la manera en que fueron atendidos.  
14. Vigilancia  
14.1 La Secretaría de Energía, por conducto de la Comisión Reguladora de Energía, es l a 
autoridad  competente para vigilar, verificar y hacer cumplir las disposiciones contenidas en la presente Norma 
Oficial  Mexicana.  14.2 En conformidad con lo previsto en el artículo 73 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización,  la 
Secretaría de En ergía, por conducto de la Comisión Reguladora de Energía, establecerá el procedimiento  para 
la evaluación de la conformidad de los sistemas de transporte de gas. (Ver Apéndice VI Procedimiento  para la 
Evaluación de la Conformidad).  
15. Concordancia con nor mas internacionales  
Esta norma oficial mexicana no tiene concordancia con norma o lineamiento internacional en la materia.  
16. Bibliografía  
La bibliografía que se indica es la publicada de acuerdo con la última edición del documento  correspondiente.  
NOM -027-STPS -1994, Señales y avisos de seguridad e higiene.  
NOM -027-SESH -2010, Administración de la integridad de ductos de recolección y transporte 
de hidrocarburos.  
NMX -B-010-1986, Industria siderúrgica -Tubos de acero al carbono sin costura o soldados, n egros 
o galvanizados por inmersión en caliente, para usos comunes.  
NMX -B-177-1990, Tubos de acero con o sin costura, negros y galvanizados por inmersión en caliente.  
NMX -B-179-1983, Productos siderúrgicos -Tubos de acero con o sin costura -Series dimensional es. 
NMX -E-043-SCFI -2002, Industria del Plástico -Tubos de polietileno (PE) para la conducción de gas 
natural  (GN) y gas Licuado del Petróleo (GLP) -Especificaciones.  
NMX -X-021-SCFI -2007 Industria del Gas -Tubos multicapa de polietileno -aluminio -polietileno (P E-AL-
PE) para la conducción de gas natural (GN) y gas licuado de petróleo (GLP) -especificaciones y métodos 
de ensayo.  
NMX -X-031-SCFI -2005, Industria del gas -Válvulas de paso -Especificaciones y métodos de prueba.  
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17. Vigencia  
Esta Norma Oficial Mexicana, NOM -007-SECRE -2013, Transporte de gas natural, etano, biogás y 
gas asociado al carbón mineral (cancela y sustituye a la NOM -007-SECRE -2010, Transporte de gas natural) 
y entrará en vigor como norma definitiva a los 60 días natur ales después de la fecha de su publicación en 
el Diario Oficial de la Federación.  
APÉNDICE I  
CONTROL DE LA CORROSIÓN EXTERNA EN TUBERÍAS  DE ACERO ENTERRADAS Y/O SUMERGIDAS  
ÍNDICE  
1.     Introducción  
2.     Definiciones  
3.     Control de la corrosión externa en tuberías de acero  
3.1   Recubrimiento anticorrosivo  
3.2   Estructura a proteger  
3.2.1   Tuberías nuevas  
3.2.2   Tuberías existentes  
3.2.3   Puenteos eléctricos  
3.3   Tipos de protección catódica  
3.3.1   Ánodos galvánicos o de sacrificio  
3.3.2   Corriente impresa  
3.4   Aislamiento eléctrico  
3.5   Criterios de protección catódica  
3.6   Perfil de potenciales de polarización  
3.7   Potencial tubo/suelo máximo permisible  
3.8   Mediciones de corriente eléctrica  
3.8.1   Medición d e potenciales tubo/suelo  
3.8.2   Medición de resistividad  
3.8.3   Medición de corriente eléctrica  
3.9  Funcionalidad del sistema  
3.9.1   Previsiones para el monitoreo  
3.9.2   Interferencia con otros sistemas  
3.9.3   Cruzamientos  
3.9.4   Defectos en el recubrimiento anticorrosivo  
3.10 Operación, inspección y mantenimiento  
3.10.1  Fuentes de energía eléctrica  
3.10.2  Camas anódicas  
3.10.3  Conexiones eléctricas  
3.10.4  Aislamientos eléctricos  
3.10.5  Recubrimientos  
3.10.6  Levantamiento de potenc iales 
3.11 Seguridad  3.11.1  Medidas generales  
3.11.2  Generación de gases peligrosos  
3.11.3  Instalación en atmósferas peligrosas  
  
3.11.4  Corto circuitos en instalaciones eléctricas  
3.11.5  Señalización de instalaciones energizadas  
3.12 Documentación  
3.12.1  Historial del sistema de protección catódica  
3.12.2  Interacción con estructuras y sistemas de otras dependencias  
3.13 Registros  
3.13.1  Funcionalidad del sistema de protección catódica  
3.13.2  Modificaciones al sistema original  
3.13.3  Reparación o reemplazo de algún componente del sistema de protección catódica  
3.13.4  Estudios especiales  
1. Introducción  
Las estructuras metálicas o tuberías de acero enterradas y/o sumergidas están expuestas a los efectos de  la 
corrosión externa como consecuencia del proceso electroquímico, que ocasiona el flujo de iones del metal  de 
la tubería al electrolito que la rodea. Para reducir este efecto es necesario ejercer un control de los factores  que 
influyen en el proceso de co rrosión, donde la adecuada selección del material de la tubería y la aplicación  de 
los recubrimientos son los primeros medios utilizados para evitar dicho daño.  
La función del recubrimiento es aislar la superficie metálica de la tubería del electrolito que  la rodea.  Además 
del recubrimiento anticorrosivo se debe aplicar protección complementaria a la tubería mediante el  uso de 
protección catódica. La implementación, instalación, operación y mantenimiento adecuado del control  de la 
corrosión externa en tuber ías de acero enterradas o sumergidas han demostrado ser una herramienta  eficaz 
que aumenta la confiabilidad de las tuberías destinadas al transporte de fluidos.  
2. Definiciones  
Para efectos de este Apéndice se establecen las definiciones siguientes:  
2.1 Án odo:  Elemento emisor de corriente eléctrica; es el electrodo de una celda en el cual ocurre 
el fenómeno de oxidación.  
2.2 Ánodo galvánico o de sacrificio:  Metal con potencial de oxidación más electronegativo que el de 
la tubería por proteger y que al emiti r corriente eléctrica de protección, se consume.  
2.3 Ánodo inerte:  Electrodo auxiliar metálico o no metálico que forma parte del circuito de 
protección  catódica y que se conecta a la terminal positiva de una fuente externa de corriente eléctrica directa.  
2.4 Apantallamiento:  Fenómeno del blindaje eléctrico que se presenta cuando, por efecto de un 
material  con características de aislamiento eléctrico u otro material metálico, impide o desvía el flujo de 
energía  eléctrica de protección catódica hacia la estru ctura a proteger.  
2.5 Aterrizamiento:  Conexión eléctrica, intencional o no, entre un conductor y tierra (suelos y 
cuerpos  de agua).  
2.6 Cama anódica:  Grupo de ánodos, ya sea inertes o galvánicos que forman parte del sistema 
de protección catódica.  
2.7 Cáto do: Electrodo de una celda en el que ocurren las reacciones electroquímicas de reducción; es 
el elemento receptor de corriente eléctrica.  
2.8 Celda solar:  Equipo que transforma la energía solar en energía eléctrica de corriente directa.  
2.9 Compatibilidad del sistema de recubrimiento con el sistema de protección catódica:  La interacción 
y afinidad entre el Sistema de recubrimiento anticorrosivo y el Sistema de protección catódica con  el que cuente 
el Ducto que demuestre el cumplimiento con los requisitos establecidos en esta norma.  
  
2.10 Corriente de protección catódica:  Corriente eléctrica directa necesaria para obtener los valores 
del potencial electroquímico de protección de una es tructura metálica enterrada o sumergida en un electrolito.  2.11 Corriente parásita:  Corriente eléctrica directa o alterna que proviene de otra fuente de energía  distinta 
al circuito previsto y que llega a la tubería a través del electrolito o por contacto directo. Cuando en  una tubería 
metálica entra una corriente eléctrica parásita se produce corrosión en aquellas áreas donde dicha  corriente 
eléctrica abandona la tubería metálica para retornar a su circuito de origen.  
2.12 Corrosión:  Destrucción del metal por la acción electroquímica de ciertas sustancias a través de 
la oxidación o pérdida de electrones del metal.  
2.13 Defecto en el recubrimiento:  Discontinuidad en el material anticorrosivo que expone la superficie 
del metal al medio electrolítico que lo ro dea. 
2.14 Densidad de corriente:  Corriente eléctrica directa por unidad de área, expresada usualmente 
en miliampere por metro cuadrado o miliampere por pie cuadrado.  
2.15 Electrodo de referencia:  Media celda electroquímica cuyo potencial es constante. Es u n electrodo  no 
polarizable.  
2.16 Electrolito:  Conductor iónico de corriente eléctrica directa. Se refiere al subsuelo o al agua en  contacto 
con una tubería metálica enterrada o sumergida.  
2.17 Estación de registro:  Instalación para medir el potencial de la tubería ya sea natural o de  polarización.  
2.18 Junta de aislamiento:  Accesorio constituido de un material aislante que se intercala en el sistema 
de tubería para separar eléctricamente en secciones a la tubería a p roteger.  
2.19 Interfases:  Transición a la que se somete la tubería al cambiar de electrolito, pudiendo ser ésta  tierra -
aire, tierra -concreto, concreto -aire, aire -agua, tierra -agua, etc.  
2.20 Laboratorio Externo:  Entidad  acreditada en términos de la Ley Fed eral sobre Metrología 
y Normalización responsable de realizar pruebas a materiales con respecto al cumplimiento de  Normas  Oficiales 
Mexicanas,  Normas Mexicanas, y a falta de éstas, con las normas y lineamientos internacionales, y a  falta de 
éstas con las normas o códigos extranjeros.  
2.21 Material de relleno:  Mezcla de materiales sólidos que envuelven al ánodo para incrementar 
su conductividad eléctrica en el terreno donde se alojan.  
2.22 Polarización:  Magnitud de la variación de car ga en un electrodo de un circuito abierto causado por 
el paso de una corriente eléctrica.  
2.23 Potencial crítico:  Voltaje de protección catódica de valor inferior en relación al valor de cualquiera 
de los criterios de protección catódica.  
2.24 Potencial na tural:  Potencial espontáneo (sin impresión de corriente eléctrica directa) que adquiere  una 
estructura metálica al estar en contacto con un electrolito. También denominado potencial de corrosión.  
2.25 Potencial tubo/suelo:  Diferencia de potencial entre una  tubería de acero enterrada y/o 
sumergida  protegida catódicamente y un electrodo de referencia en contacto con el electrolito.  
2.26 Protección catódica:  Procedimiento eléctrico para proteger las estructuras metálicas enterradas 
o sumergidas contra la corro sión exterior, el cual consiste en establecer una diferencia de potencial para 
que convierta a las estructuras metálicas en cátodo, mediante el paso de corriente eléctrica directa proveniente 
de la fuente seleccionada para el sistema.  
2.27 Prueba de requer imiento de corriente:  Aplicación de corriente eléctrica directa a la tubería 
por proteger catódicamente con el fin de cuantificar la corriente eléctrica de protección y determinar los 
alcances  de protección para cada uno de los puntos de drenaje eléctrico.  
2.28 Puenteo eléctrico:  Conexión eléctrica entre tuberías mediante un conductor eléctrico y terminales  fijas, 
con el fin de integrar en circuitos conocidos las tuberías adyacentes.  
2.29 Punto de drenaje eléctrico:  Sitio en el que se imprime la corriente e léctrica directa de protección a  una 
tubería enterrada y/o sumergida.  
2.30 Recubrimiento anticorrosivo:  Material que se aplica y adhiere a la superficie externa de una 
tubería  metálica para protegerla contra los efectos corrosivos producidos por el medio a mbiente.  
2.31 Rectificador:  Equipo que convierte corriente eléctrica alterna en corriente eléctrica directa  controlable.  
2.32 Resistividad:  Resistencia eléctrica por unidad de volumen del material. Las mediciones de 
esta propiedad indican la capacidad rela tiva de un medio para transportar corriente eléctrica.  
2.33 Señalamiento:  Avisos informativos, preventivos o restrictivos para indicar la presencia del ducto 
y/o referencia kilométrica del desarrollo del ducto. Es posible que los señalamientos estén dotados de 
conexiones  eléctricas para funcionar como estaciones de registro de potencial.  2.34 Sistema de protección catódica:  Conjunto de elementos como: ánodos galván icos o 
inertes,  rectificadores de corriente eléctrica, cables y conexiones que tienen por objeto proteger catódicamente 
una tubería de acero.  
2.35 Sistema de recubrimiento anticorrosivo:  Conjunto de recubrimientos relacionados entre sí, 
cuyas  cualidades fí sicas y químicas se combinan para formar una barrera protectora adherida al sustrato 
metálico,  con la finalidad de aislarlo de los efectos del medio corrosivo y que se compone de una a más capas 
de recubrimientos para combinar dichas cualidades.  
2.36 Tuber ía enterrada o sumergida:  Es aquella tubería terrestre que está alojada bajo la superficie 
del terreno o en el lecho de un cuerpo de agua (pantano, río, laguna, lago, etc.). No se refiere a 
tuberías  instaladas en el lecho marino.  
2.37 Turbina generadora:  Equipo de combustión interna que genera corriente eléctrica directa 
para proporcionar protección catódica a tuberías o estructuras metálicas.  
3. Control de la corrosión externa en tuberías de acero  
La prevención de la corrosión exterior en tuberías de acero  enterradas y/o sumergidas se lleva a 
cabo  mediante la aplicación de recubrimientos anticorrosivos y sistemas de protección catódica, con la finalidad 
de tener las tuberías de acero enterradas o sumergidas en buenas condiciones de operación y seguras.  
3.1 Recubrimiento anticorrosivo.  El tipo de recubrimiento anticorrosivo se debe seleccionar tomando 
en cuenta las condiciones de operación, la instalación, el manejo y el escenario particular de exposición de 
la tubería por proteger, así como la compatibilidad  con el Sistema de protección catódica complementaria, 
dicho  recubrimiento debe cumplir con lo establecido en el numeral 7.57.2 de esta norma.  
3.1.1  Durante el manejo y almacenamiento de la tubería recubierta, ésta debe estar protegida para 
evitar  daños fí sicos.  
3.1.2  Se debe realizar una inspección dieléctrica de acuerdo a las características del 
recubrimiento  anticorrosivo para determinar que no presente poros o imperfecciones. En caso de detectarse 
imperfecciones  se deben eliminar las reparaciones y real izar nuevamente la inspección dieléctrica hasta su 
aceptación.  
  
3.1.3  Cuando la tubería enterrada o sumergida quede expuesta a la superficie se debe aplicar 
un recubrimiento anticorrosivo en la parte de transición que prevenga la corrosión entre el tramo aéreo y 
el enterrado (interfase suelo -aire).  
3.2 Estructura a proteger.  
3.2.1  Tuberías nuevas. Las tuberías nuevas enterradas y/o sumergidas deben ser recubierta s externamente 
y protegidas catódicamente, salvo que se demuestre mediante un estudio técnico realizado por  el área técnica 
responsable del control de la corrosión externa, que los materiales son resistentes al ataque  corrosivo del medio 
ambiente en el cual son instalados.  
3.2.2  Tuberías existentes. Se deben establecer métodos de evaluación para determinar la necesidad 
de implementar programas adicionales de control de la corrosión y tomar las acciones correctivas de ac uerdo 
con las condiciones prevalecientes.  
Los métodos y acciones mencionados deben incluir, como mínimo, lo siguiente:  
a) Evaluación:  
1. Se deben revisar, analizar y evaluar los resultados de la inspección y mantenimiento normales de 
las tuberías de acero protegidas catódicamente en búsqueda de indicios de corrosión en proceso;  
2. Los métodos de medición eléctrica más comunes incluyen:  
  Potencial tubo/suelo;  
  Resistividad del suelo;  
  Potencial tubo/suelo por el método de dos electrodos.  
3. La funciona lidad de un sistema de protección catódica se debe monitorear de acuerdo con lo indicado  en 
los numerales 3.8 y 3.9 de este Apéndice.  
b) Medidas correctivas:  
1. Si se comprueba la existencia de áreas de corrosión en la tubería, se deben tomar medidas 
corre ctivas  para inhibirla, entre las cuales se encuentran las siguientes:    Análisis de la efectividad y la continuidad de la operación del sistema de protección catódica;  
  Mejoramiento del Sistema de recubrimiento anticorrosivo en apego a lo establecido en  la Disposición  3.1 de este 
Apéndice;  
  Instalación complementaria de ánodos de sacrificio;  
  Utilización de fuentes de corriente impresa;  
  Delimitación con aislamientos eléctricos, y  
  Control de corrientes eléctricas parásitas.  
3.2.3  Puenteos eléctricos. Cuando en la franja de seguridad existen varias tuberías y se requiere  protegerlas 
catódicamente, se deben puentear eléctricamente, siempre que las dependencias, órganos o  empresas 
encargados de los sistemas de tuberías estén de acuerd o y previamente se hayan realizado los  estudios 
correspondientes. La integración de tuberías ya sean nuevas o existentes a otros sistemas de  tuberías debe 
quedar documentada conforme con lo indicado en el numeral 3.12 de este Apéndice.  
La instalación del p uenteo eléctrico se debe realizar de acuerdo a lo indicado en la definición del 
término  puenteo eléctrico en el numeral 2.25 de este Apéndice. Se deben proteger las áreas afectadas por 
las conexiones en cada tubo con un recubrimiento anticorrosivo compatib le. 
  
Es recomendable que en los puenteos eléctricos que se ubiquen en las estaciones de registro de 
potencial  se identifiquen los conductores eléctricos de cada una de las tuberías que se integran al sistema de 
protección  catódica.  
3.3 Tipos de protección  catódica.  Existen dos tipos de sistemas de protección catódica, los cuales 
se pueden emplear en forma individual o combinada:  
a) Ánodos galvánicos o de sacrificio, y  
b) Corriente impresa.  
3.3.1  Ánodos galvánicos o de sacrificio. La fuente de corriente eléctrica de este sistema utiliza la 
diferencia  de potencial de oxidación entre el material del ánodo y la tubería. La protección de las tuberías se 
produce a  consecuencia de la corriente eléctrica que drena el ánodo durante su consumo.  
En todos los casos, se debe asegurar que la diferencia de potencial disponible del sistema seleccionado  sea 
suficiente para que drene la corriente eléctrica de protección, de acuerdo con lo indicado en el  numeral  3.5. 
3.3.2  Corriente impresa . Este sistema consiste en inducir corriente eléctrica directa a una tubería  enterrada 
mediante el empleo de una fuente y una cama de ánodos inertes que pueden ser de hierro, grafito,  ferrosilicio, 
plomo y plata entre otros. La fuente de corriente eléctrica directa se conecta en su polo positivo a  una cama de 
ánodos inertes y el polo negativo a la tubería a proteger.  
3.4 Aislamiento eléctrico.  La tubería de acero a proteger debe quedar eléctricamente aislada de  cualquier 
otro tipo de estructura metálica o de concreto que no esté considerada en la implementación del  sistema de 
protección catódica, tales como soportes de tubería, estructuras de puentes, túneles, pilotes,  camisas de acero 
protectoras, recubrimiento de lastre, entre otros.  
3.4.1  Las juntas aislantes se deben seleccionar considerando factores como su resistencia dieléctrica 
y mecánica, así como las condiciones de operación de la tubería. Al realizar cualquier instalación de 
junta aislante se debe comprobar la ausencia de atmósfera combustible.  
Las juntas aislantes se deben instalar en los lugares siguientes:  
a) En cabezales de pozos;  
b) En el origen de ramales;  
c) En la entrada y salida de la tubería en estaciones de medición, regulación de presión y/o de  compresión;  
d) En las uniones de metales diferentes para protección contra la corrosión galvánica;  
e) En el origen y final del sistema de tuberías que se deseen proteger para prevenir la continuidad 
eléctrica  con otro sistema m etálico, y  
f) En la unión de una tubería recubierta con otra tubería descubierta.  
3.5 Criterios de protección catódica.  Para proteger catódicamente a las tuberías enterradas 
y/o sumergidas se debe cumplir, como mínimo, con uno de los criterios siguientes:  Para ello se recomiendan las técnicas de medición indicadas en el código NACE -TM-0497 -1997.  
a) Un potencial tubo/suelo (catódico) mínimo de -850 milivolts, medido respecto de un electrodo 
de referencia de cobre/sulfato de cobre saturado (Cu/CuSO4), en cont acto con el electrolito. La 
determinación  de este voltaje se debe hacer con la corriente eléctrica de protección aplicada;  
b) Un potencial de protección tubo/suelo (catódico) de -950 milivolts, cuando el área circundante de la  tubería 
se encuentre en condi ciones anaerobias y estén presentes bacterias sulfato -reductoras;  
  
Para una interpretación válida se debe efectuar la corrección a que haya lugar debido a la caída de 
voltaje  originada durante la medición;  
c) Un cambio de potencial de polarización mínimo de -100 milivolts, medido entre la superficie de la tubería  y 
un electrodo de referencia de cobre/sulfato de cobre saturado (Cu/CuSO4) en contacto con  el electrolito.  
Este cambio de potencial de polarización se debe determinar interrumpiendo la corriente e léctrica 
de protección y midiendo el abatimiento de la polarización. Al interrumpir la corriente eléctrica ocurre un 
cambio  inmediato de potencial. La lectura del potencial después del cambio inmediato se debe usar como base 
de la  lectura a partir de la cual se mide el abatimiento de la polarización.  
Los periodos de suspensión de corriente eléctrica de protección durante los cuales se puede realizar 
dicha  medición están en el rango de 0,1 a 3,0 segundos.  
3.6 Perfil de potenciales de  polarización.  Una vez instalado el sistema de protección catódica se 
debe  verificar el nivel de protección a lo largo de la trayectoria de la tubería. Los valores de potencial 
obtenidos  deben cumplir, como mínimo, con alguno de los criterios indicados en el numeral 3.5 de este 
Apéndice. Con la  información anterior se debe elaborar el perfil inicial de potenciales de polarización y, mediante 
su análisis e  interpretación, se deben realizar los ajustes operacionales a que haya lugar en el sistema 
seleccionado . 
Se deben establecer pruebas de rutina para verificar el comportamiento del sistema de protección  catódica, 
tales como medición y registro de la demanda de corriente eléctrica de protección, resistencia del  circuito, 
condiciones operativas de la fuente de  corriente eléctrica directa y perfiles de potenciales de  polarización. Lo 
anterior, con la finalidad de identificar fácilmente los valores de subprotección o  sobreprotección en el ducto, así 
como contar con elementos de juicio técnicos para llevar a cabo pruebas y/o  estudios adicionales.  
El análisis e interpretación de los resultados de las pruebas antes mencionadas se deben efectuar 
de manera integral para efectos comparativos, con el objeto de determinar la tendencia de los 
parámetros  monitoreados. Esta información se debe integrar en un expediente sobre la funcionalidad del 
sistema.  
3.7 Potencial tubo/suelo máximo permisible.  Este valor se fijará de acuerdo a las 
características  particulares del recubrimiento anticorrosivo existente en la tubería. No deb e exceder al potencial 
de desprendimiento catódico o a valores de potencial más negativos que originen problemas colaterales. 
Como  recomendación general, el valor máximo de potencial no deberá exceder de -2,5 volts en condición 
de encendido con respecto de  un electrodo de referencia o, -1,1 volts en la condición de apagado 
instantáneo;  ambos potenciales referidos a un electrodo de referencia de cobre/sulfato de cobre saturado 
(Cu/CuSO4), con  el electrolito circundante de la tubería a proteger o protegida ca tódicamente.  
Lo anterior, para reducir los efectos adversos tanto en el recubrimiento dieléctrico como en el ducto debido  a 
una sobreprotección originada por el sistema de protección catódica.  
3.8 Mediciones de corriente eléctrica.  Durante las etapas de implementación, pruebas de 
campo,  construcción, puesta en operación y seguimiento de la efectividad de los sistemas de protección 
catódica de  tuberías enterradas y/o sumergidas, se deben realizar estudios que involucren la medición de  
variables  eléctricas tales como: potencial tubo/suelo (natural y de polarización), resistividad, resistencia y 
corriente. En  esta sección del Apéndice se describen los aspectos generales relacionados con la medición de 
estos  parámetros.  
3.8.1  Medición de potenciales tubo/suelo. Para la protección catódica de tuberías metálicas enterradas 
y/o sumergidas en un electrolito, es necesario conocer la diferencia de potencial adquirida en la interfase 
tubo/suelo, con corriente de protección catódica aplicada (pote nciales de polarización), para el criterio de  -
100mv  de polarización, descrito en el numeral 3.5 inciso C del Apéndice I de esta norma, tanto en ausencia 
de corriente eléctrica de protección (potenciales naturales o de corrosión), como en la impresión de 
corriente  eléctrica (potenciales de polarización). Para efectuar la medición de esta diferencia de potencial se 
requiere  utilizar una celda o electrodo de referencia. En el caso de tuberías de acero enterradas o 
sumergidasenterradas, se debe utilizar la cel da de cobre/sulfato de cobre saturado (Cu/CuSO4).  En los casos donde se utilicen electrodos de referencia diferentes al de cobre/sulfato de cobre 
saturado  (Cu/CuSO4) se debe tomar en cuenta el potencial equivalente.  
Entre los electrodos de referencia más u sados encontramos los potenciales equivalentes siguientes:  
a) KCl saturado (calomel) con un valor mínimo de potencial equivalente de: -0,78 volts.  
b) Plata/cloruro de plata (Ag/AgCl) con un valor mínimo de potencial equivalente de: -0,80 volts.  
Se debe verificar cuando menos una vez al año el adecuado funcionamiento de los electrodos de  referencia.  
Los voltímetros utilizados en la medición de la diferencia de potencial tubo/suelo deben tener una 
alta impedancia de entrada. Se recomiendan impedanc ias de entrada no menores a 10 Mega Ohms.  
Cuando se requiera conocer de manera continua la diferencia de potencial tubo/suelo, se debe utilizar 
un registrador de potencial {mecánico o electrónico con rango y resistencia de entrada adecuados.  
3.8.2  Medición  de resistividad. Se deben realizar mediciones de la resistividad del suelo, para ser 
usadas  como apoyo en la implementación del sistema de protección catódica.  
La tabla 1 proporciona datos indicativos de los efectos de corrosividad del suelo referidos a l a resistividad  del 
mismo.  
Tabla 1  
Relación entre la resistividad y corrosividad del terreno  
  
Resistividad del suelo (ohms/cm)  Corrosividad del suelo  
0-1.000  Altamente corrosivo  
1.000 -5.000  Corrosivo  
5.000 -10.000  Poco corrosivo  
10.000 -en adelante  Muy poco corrosivo  
  
3.8.3  Medición de corriente eléctrica. Durante las diferentes etapas en la implementación de un sistema 
de protección catódica para un sistema de tubería se deben efectuar, con la periodicidad indicada en 
los programas de operación y mantenimiento de la empresa, las mediciones siguientes:  
a) Corriente eléctrica alterna de alimentación al rectificador;  
b) Corriente eléctrica directa en la tubería protegida;  
c) Corriente eléctrica directa de salida del rectifica dor, y  
d) Corriente eléctrica directa que drena cada ánodo y la que drena la cama anódica.  
Para realizar las mediciones de corriente eléctrica directa se deben utilizar los instrumentos de 
medición  calibrados. La medición de corriente eléctrica en sistemas de ánodos galvánicos se debe realizar 
utilizando un  amperímetro de alta ganancia.  
3.9 Funcionalidad del sistema.  Para que un sistema de protección catódica sea efectivo debe  proporcionar 
una corriente eléctrica suficiente y una distribución uniforme al sistema de tubería a proteger,  evitando 
interferencias, corto circuitos en encamisados metálicos y daños en los aislamientos eléctricos así  como en el 
recubrimiento anticorrosiv o. 
Todos los sistemas de tubería de acero deben contar con un sistema de protección catódica permanente  en 
un plazo no mayor a un año posterior a la terminación de su construcción. En suelos altamente corrosivos  (0 a 
2000 ohms/cm, presencia de agentes prom otores de la corrosión, etc.), se debe instalar un sistema 
de protección catódica provisional con ánodos galvánicos en forma simultánea a la construcción del 
sistema  de tubería. Este sistema provisional de protección catódica se debe sustituir, antes de un  año después 
de terminada la construcción, por el sistema de protección catódica definitivo.  
3.9.1  Previsiones para el monitoreo. Para determinar la eficacia del sistema de protección catódica, la  tubería 
debe contar con estaciones de registro eléctrico pa ra la medición de potenciales tubo/suelo. Cuando  la tubería 
esté instalada a campo traviesa, dichas estaciones deben instalarse cada kilómetro sobre la franja  de seguridad 
del sistema y en todos los cruzamientos con estructuras metálicas enterradas, carret eras, vías  de ferrocarril y ríos, donde no existan impedimentos físicos. Sin perjuicio de la distancia mínima señalada,  todo sistema de 
transporte debe contar con al menos una estación de registro eléctrico antes y después de  cada estación de 
compresión y de cada estación regulación de presión.  
Cuando las estaciones de registro eléctrico de protección catódica no se puedan colocar de acuerdo a 
lo establecido en el párrafo anterior debido a impedimentos físicos o geográficos, la estación de 
registro  correspo ndiente se debe instalar en el sitio accesible más cercano. La ubicación real de estos sitios se 
debe  documentar y guardar en archivo para futuras referencias.  
Cuando la tubería esté instalada en zonas urbanas, las estaciones de registro eléctrico se puede n instalar  en 
banquetas, registros de válvulas o acometidas, en caso de ser posible.  
Las estaciones deben contar con puntas de prueba, a efecto que faciliten la medición de la corriente  eléctrica 
del sistema de protección catódica en cada uno de los puntos  donde se aplique el sistema de  protección 
seleccionado, previendo las conexiones para la medición de la corriente eléctrica drenada por cada  ánodo y la 
total de la cama anódica. Las mediciones se realizarán como mínimo una vez al año.  
3.9.2  Interferencias  con otros sistemas. Cuando se vaya a instalar un sistema de protección catódica de  una 
tubería nueva se debe notificar a todas las compañías que tengan estructuras metálicas enterradas 
y/o sumergidas cerca del área en donde se vaya a alojar la tubería por  proteger, con la finalidad de 
predecir  cualquier problema de interferencia. La notificación debe contener, como mínimo, la información 
siguiente:  
a) La trayectoria que sigue el tendido de la tubería;  
b) La indicación de rutas de las tuberías a proteger y de cualquier estructura que se vaya a unir a la  tubería 
para reducir alguna interferencia;  
c) El tipo de protección catódica a utilizar; definiendo si es de ánodos galvánicos o corriente impresa;  
d) La posición de la cama o ánodos;  
e) Las corrientes eléctricas esperadas, y  
f) La fecha de puesta en operación del sistema.  
El personal encargado de la protección catódica debe estar en disponibilidad de detectar indicios 
de interferencia con una fuente generadora de corriente eléctrica vecin a. En áreas donde se sospeche 
la presencia de corrientes eléctricas parásitas se deben efectuar los estudios correspondientes, dentro de 
los que se encuentran:  
a) La medición de potencial tubo/suelo;  
b) La medición del flujo de corriente eléctrica en la tu bería interferida, y  
c) La medición de las variaciones en la corriente eléctrica de salida de la corriente eléctrica de  interferencia.  
Los indicios más comunes de interferencia con una fuente vecina son:  
a) Cambios de potencial tubo/suelo;  
b) Cambios de ma gnitud o dirección de la corriente eléctrica;  
c) Defectos en el recubrimiento, y  
d) Daños locales por corrosión en el ducto.  
Para mitigar los efectos mutuos entre las líneas de transmisión eléctrica y las tuberías de acero  enterradas, 
la separación entre l a pata de la torre o sistema de tierras de la estructura de la línea de  transmisión eléctrica y 
el ducto debe ser mayor de 15 metros para líneas de transmisión eléctrica de 400  kilovolts y mayor de 10 metros 
para líneas de transmisión eléctrica de 230 kilo volts y menores.  
Cuando no sea posible lograr las distancias mínimas recomendadas, se debe realizar un estudio del 
caso  particular para reforzar el recubrimiento de la tubería donde sea necesario y, por ningún motivo, la 
distancia  debe ser menor a 3 metros  respecto de la pata de la torre de la línea de transmisión eléctrica.  
Se deben realizar estudios para evaluar los efectos que pudieran causar las descargas eléctricas de 
alto voltaje, corrientes eléctricas inducidas, cruces y paralelismo con torres de tra nsmisión eléctrica y 
otras  estructuras. Se deben realizar estudios y las correcciones necesarias para resolver los problemas 
de interferencia eléctrica.  
3.9.3  Cruzamientos. Se debe conocer la efectividad del funcionamiento del sistema de protección 
catódica  en los puntos de cruzamiento como son: calles, carreteras, vías de ferrocarril y ríos, debido a que en estos  lugares, si tienen camisa metálica, se pueden pr opiciar aterrizamientos que provocarían una reducción en 
la efectividad del sistema de protección catódica.  
Cuando existan cruzamientos y/o paralelismos con otras tuberías se debe verificar la interacción 
entre  ambos sistemas mediante mediciones de potenci al tubo/suelo y establecer las medidas correctivas 
para minimizar los efectos de la interacción.  
3.9.4  Defectos en el recubrimiento anticorrosivo. Debido a que el recubrimiento anticorrosivo de la 
tubería  está expuesto a daños y deterioros por factores tal es como: absorción de humedad, esfuerzos del 
terreno y  desprendimiento catódico, se deben realizar investigaciones enfocadas a identificar, cuantificar y 
valorar los  defectos del Sistema de recubrimiento anticorrosivo y sus efectos en la demanda de corriente 
eléctrica del  sistema de protección catódica seleccionado, estableciendo la conveniencia de repararlos y/o 
administrar la  protección catódica en esas áreas desnuda s de la tubería.  
Cualquier tramo de la tubería que quede desnudo o expuesto al medio ambiente debe ser examinado 
en búsqueda de evidencias de corrosión externa y, dependiendo del estado del Sistema de 
recubrimiento  antocorrosivo, se deben tomar las accione s correctivas mencionadas en el inciso 3.2.2 b) que 
garanticen la  integridad del Ducto.  
Cuando se detecten daños en el Sistema de recubrimiento anticorrosivo que sean de una magnitud 
que justifique su reposición, se deben aplicar recubrimientos anticorrosi vos compatibles con el existente y con 
el Sistema de protección catódica conforme a lo indicado en la Disposición 3.1 de este Apéndice.  
3.10 Operación, inspección y mantenimiento.  Con el propósito de mantener la integridad de los  sistemas 
de tuberías enter rados y/o sumergidos, la entidad encargada del Sistema de protección catódica  debe 
establecer, instrumentar y cumplir con los programas de inspección y mantenimiento periódico de los  elementos 
que conforman los sistemas de protección catódica, evidenciando  dichas acciones mediante los  registros 
respectivos.  
3.10.1  Fuentes de energía eléctrica. Cuando el sistema de protección es a base de corriente impresa 
con rectificador, las fuentes de energía eléctrica se deben inspeccionar cuando menos seis veces cada 
año calendario a intervalos que no excedan de dos meses y medio. Para tal efecto, se deben llevar registros de 
las condiciones de operación, así como cualquier ajuste operacional en el voltaje y/o corriente eléctrica de 
salida.  En caso de que una fuente de corriente eléctrica falle, se deben realizar las medidas correctivas 
necesarias en  conformidad con los códigos, reglamentos, normas y leyes aplicables.  
La frecuencia de revisión de los sistemas automáticos de protección catódica, los sistemas 
fotovoltaicos , turbo generadores y los supervisados a control remoto, se deberá realizar cuando menos una vez 
al año.  
En caso de ocurrir cambios positivos de potencial se debe tomar acción inmediata, particularmente en 
los puntos de impresión de corriente eléctrica, ya  que esto pudiera indicar una polaridad invertida en la 
fuente  externa de corriente eléctrica directa.  
3.10.2  Camas anódicas. Los dispositivos anódicos, por lo general, son instalados en forma permanente y  no 
requieren de mantenimiento. Estos dispositivos deben ser revisados y reemplazados cuando se presente  una 
falla o concluya la vida útil. Se debe verificar la corriente eléctrica de salida de los ánodos y la corriente  eléctrica 
total de la cama anódica, a fin de determinar si la cama anódica está funcion ando correctamente.  Cuando se 
requiera, los ánodos de la cama anódica se deben humectar con la adición de agua limpia.  
3.10.3  Conexiones eléctricas. Todas las conexiones eléctricas e interruptores de corriente eléctrica se  deben 
revisar como mínimo una vez  al año y, en caso de existir alguna anomalía, se debe eliminar o corregir.  
3.10.4  Aislamientos eléctricos. Los dispositivos de aislamiento eléctrico se deben verificar cuando 
menos  una vez al año y reemplazar en caso de falla.  
3.10.5  Recubrimientos. Se de ben realizar inspecciones cuando menos cada seis meses del 
recubrimiento  dieléctrico en todos los tramos de las tuberías que se encuentren en la superficie y en áreas 
expuestas.  Cuando el recubrimiento se encuentre deteriorado se debe reemplazar o reparar.  
  
3.10.6  Levantamiento de potenciales. Se deben efectuar mediciones de potenciales tubo/suelo a lo largo  de 
la trayectoria de la tubería, a intervalos máximos de seis meses para zonas a campo traviesa y cada tres  meses 
en zonas urbanas. Esta periodicidad puede ser modificada para condiciones particulares del sistema  de 
protección catódica o para zonas críticas en las que una falla del sistema resulte en una condición de  riesgo 
para la seguridad de la población, así como para áreas en donde se hayan identif icado y probado la  existencia 
de potenciales de subprotección y que se requiera evaluar la efectividad de las medidas 
correctivas  mencionadas en el inciso 3.2.2 b) aplicadas o en caso que se presente algún fenómeno de 
interaccióneléctrica con sistemas ajen os al seleccionado.  3.10.7  Evaluación del sistema. De manera paralela a las actividades de medición de potenciales, 
debe  evaluarse la efectividad del sistema de protección catódica mediante el análisis de las lecturas obtenidas, 
a fin  de detectar anomalías  o fallas que requieran alguna inspección adicional, mantenimiento preventivo 
o mantenimiento correctivo, a efecto de mantener la continuidad del sistema de protección catódica en 
el sistema de transporte dentro de los límites señalados en esta Norma.  
3.11 Seguridad.  Esta sección indica aspectos mínimos de seguridad que se deben considerar en 
los sistemas de protección catódica de tuberías enterradas y/o sumergidas.  
Los sistemas de protección catódica durante sus distintas etapas involucran el uso de equipo  
energizado,  dispositivos de aislamiento eléctrico, puenteos eléctricos y mediciones de parámetros eléctricos, 
los cuales  pueden provocar daños al personal operativo por descargas eléctricas. Por ello estos trabajos se 
deben  ejecutar por personal calificad o y con experiencia en materia de obras e instalaciones eléctricas y de 
acuerdo  a lo que establecen los reglamentos, códigos, normas y leyes aplicables.  
El personal que realice actividades de protección catódica debe utilizar la ropa y equipo de 
protección  personal apropiados para el manejo de equipo energizado.  
El encargado del sistema de protección catódica deberá dar por escrito las instrucciones de trabajo 
al personal que realice los trabajos referentes a la protección catódica en donde se indiquen las 
labores  encomendadas, los implementos y equipos de seguridad aplicables así como el equipo y 
herramientas  idóneas para el desempeño de las funciones.  
Cuando se requiera realizar una revisión o reparación en el sistema de protección catódica que involucre  un 
riesgo, el encargado de la protección catódica debe expedir la autorización para la realización 
del trabajo  respectivo, una vez que se cumplan las condiciones requeridas de seguridad para realizar el trabajo 
sin riesgo  alguno.  
3.11.1  Medidas generales. L as medidas de seguridad aplicables al equipo, instalación y mantenimiento 
de los sistemas de protección catódica deben considerar que se tiene la posibilidad de descargas 
eléctricas,  cortocircuito, producción de chispas debidas a arcos eléctricos que pueda n originar riesgos de 
incendio,  toxicidad debida a la generación de cloro en camas anódicas, voltajes y corrientes eléctricas inducidas 
por líneas de transmisión eléctrica o sistemas de tierra localizados en las proximidades de los ductos 
protegidos  catódi camente, así como a condiciones meteorológicas, por lo que se deberán tomar las medidas 
de seguridad siguientes:  
a) Cuando se instalen dispositivos de aislamiento eléctrico en áreas donde se anticipe una 
atmósfera  combustible, se debe evitar la formación de arco eléctrico conectando a tierra las instalaciones;  
b) Los rectificadores utilizados en los sistemas de protección catódica deben ser de doble devanado 
y conectados a tierra;  
c) Las terminales energizadas deben  estar aisladas para prevenir un contacto accidental por parte 
del personal operativo, y  
  
d) Para reducir el riesgo de daño a las personas por el gradiente de voltaje en la superficie del 
suelo  circundante de las camas anódicas, se deben tomar las precauc iones siguientes:  
1. Enterrar, a 90 centímetros como mínimo, los ánodos y el material de relleno que constituyen la 
cama  anódica, y  
2. Aislar totalmente y proteger de daños mecánicos los cables eléctricos de interconexión.  
Cuando exista la posibilidad de que se desarrollen voltajes inducidos que pudieran causar un arco 
eléctrico  en las juntas de aislamiento, se deben utilizar celdas electrolíticas de puesta a tierra, celdas de 
polarización u  otros dispositivos adecuados para  canalizar la energía a tierra.  
3.11.2  Generación de gases peligrosos. En sistemas de protección catódica en los que se instalen ánodos  en 
pozo profundo se deben incluir venteos para evitar la acumulación de gases de hidrógeno y cloro producto  del 
desprend imiento, debido a que pueden ser una condición de riesgo de explosión o intoxicación.  
3.11.3  Instalación en atmósferas peligrosas. La naturaleza eléctrica de los sistemas de protección 
catódica  representa el riesgo de una fuente de ignición en atmósferas p eligrosas  (combustibles y/o 
explosivas),  por lo  que su instalación en esas áreas debe satisfacer la clasificación eléctrica  de áreas conforme 
a la NOM -001-SEDE -2012 Instalaciones Eléctricas (utilización) o su equivalente.  
3.11.4  Corto circuitos en instalac iones eléctricas. El cortocircuito de juntas aislantes constituye un 
riesgo  potencial, por lo que, en caso de ser posible, dichas juntas se deben instalar fuera de áreas 
peligrosas.  Cuando no sea posible, se deben adoptar medidas para evitar chispas o arco s eléctricos, como:  a) Conexiones de resistencia colocadas en gabinetes a prueba de fuego;  
b) Arrestador de flama encapsulado;  
c) Electrodos de zinc conectados a tierra en cada lado de la junta aislante, o  
d) Una celda de polarización conectada a través de  la junta aislante o a tierra.  
Las superficies de la junta aislante deben estar encapsuladas para prevenir corto circuitos causados 
por herramientas.  
3.11.4.1  Desconexión, separación o ruptura de la tubería protegida. La tubería protegida 
catódicamente  tiene una corriente eléctrica fluyendo a través de ella, cualquier desconexión, separación o 
ruptura de la  tubería interrumpe el flujo de corriente eléctrica, lo que puede provocar la generación de un arco 
eléctrico  dependiendo de la magnitud de la corrien te eléctrica.  
El transformador -rectificador que protege una sección de la tubería en la que se realizará una  modificación, 
mantenimiento o reparación debe ser puesto fuera de servicio y se debe instalar una conexión  temporal. Es 
esencial que la conexión es té puenteada a cada uno de los lados de la separación y que  permanezca conectada 
hasta que se termine el trabajo y la continuidad eléctrica sea restaurada o hasta que  el área quede libre de gas 
y sin riesgo.  
3.11.4.2  Equipo eléctrico. El equipo eléctrico i nstalado en un área de proceso debe ser a prueba de fuego  y 
estar certificado para su uso en el área, con base en la NOM -001-SEDE -2012 Instalaciones 
Eléctricas  (utilización) o su equivalente. En el área de proceso se deben utilizar interruptores de doble p olo 
para asegurar que ambos polos estén aislados durante el mantenimiento. Cada cable que transporte 
corriente  eléctrica de protección catódica se debe instalar de manera que no se pueda realizar la desconexión 
dentro  del área de riesgo sin suspender la en ergía al sistema de protección catódica. Los cables deben 
estar  protegidos mecánicamente para prevenir su ruptura.  
3.11.4.3  Instrumentos de prueba. Cuando se efectúen mediciones eléctricas para el control de la  protección 
catódica en atmósferas peligrosas,  el equipo utilizado debe ser intrínsecamente seguro y, antes de  realizar los 
trabajos, el área debe ser evaluada y declarada libre de una atmósfera peligrosa.  
3.11.5  Señalización de instalaciones energizadas. En los lugares donde se instalen fuentes de 
corriente  eléctrica para la protección catódica se deben colocar señalamientos de advertencia visibles de 
acuerdo a la  NOM -001-SEDE -2012 Instalaciones Eléctricas (utilización) o su equivalente.  
3.12 Documentación  
3.12.1  Historial del sistema de protección ca tódica. La entidad, órgano o empresa responsable del 
sistema  de protección catódica debe contar con la documentación que respalde todas las acciones realizadas 
desde la  implementación, operación y mantenimiento del sistema. Esta documentación debe estar ba jo 
resguardo y  disponible para la autoridad competente que la requiera. La información debe contener como 
mínimo  lo siguiente:  
a) Implementación:  
  Objetivo del sistema de protección catódica;  
  Especificaciones del recubrimiento dieléctrico así como de su instalación;  
  Ubicación y especificaciones de dispositivos de aislamiento eléctrico;  
  Pruebas previas a la implementación:  
1) Localización de la tubería (plano, referencias geográficas, acce sos, etc.);  
2) Estudios de resistividades del suelo;  
3) Resultados de pruebas de requerimiento de corriente eléctrica, ubicación y características de 
camas  anódicas provisionales, condiciones de operación de la fuente de corriente eléctrica directa 
provisional,  resistencia del circuito, perfil de potenciales naturales y de polarización, potencial máximo en el 
punto de  impresión de corriente, y  
4) Ubicación de  estructuras metálicas ajenas a la tubería a proteger;  
  Memoria técnica del sistema de protección catódica (tiempo de vida, criterios, ubicación de camas  anódicas, 
número, dimensiones y tipo de los ánodos utilizados, densidad de corriente eléctrica,  resistencia total de circuito, 
por ciento de área desnuda a proteger, especificación de materiales y  equipo, cálculos, recomendaciones, 
prácticas de ingeniería, normas, códigos, reglamentos y  regulaciones observadas durante la implementación);    Resultados de  pruebas de interacción con otros sistemas eléctricos ajenos al sistema de protección  catódica 
(líneas de alta tensión, sistemas de tierras, estructuras metálicas vecinas protegidas o no  catódicamente y 
dependencias involucradas);  
b) Instalación:  
  Planos y diagramas del sistema de protección catódica tal y como fue instalado. (Arreglos  constructivos de la 
cama anódica, de la fuente externa de corriente eléctrica directa, conexiones  eléctricas cable -ducto, ducto -
estación de registro de potencial y pu enteos eléctricos entre ductos);  
  Permisos internos y externos;  
  Afectaciones a otras estructuras y/o sistemas de protección catódica a terceros;  
  Modificaciones constructivas, adecuaciones, y  
  Resultados de las pruebas durante la puesta en operaci ón del sistema de protección catódica y  
ajustes de campo.  
En el caso de tuberías existentes se debe presentar la información que asegure que el ducto se 
encuentra  protegido catódicamente y que no presenta interacción con otros sistemas eléctricos adyacente s a 
su trayectoria. Asimismo, se debe establecer un método permanente para completar la información 
documental  requerida para ductos nuevos.  
3.12.2  Interacción con estructuras y sistemas de otras dependencias. Es esencial que durante la  planeación, 
instala ción, prueba, puesta en marcha y operación de un sistema de protección catódica se  notifiquen dichas 
acciones a las entidades que tengan a su cargo sistemas de tubería de acero enterradas,  cables u otras 
estructuras (ductos de agua, cableado telefónico, lí neas de fibra óptica y líneas de alta tensión),  próximas a la 
instalación. Dicha notificación se debe realizar con una anticipación mínima de un mes y por  escrito.  
Lo anterior, con el propósito de asegurar que el sistema sea instalado de tal manera que la interacción de  la 
protección catódica con sistemas y estructuras vecinas sea mínima.  
3.13 Registros . Los registros de control de la corrosión deben documentar en forma clara, concisa y  metódica 
la información relacionada a la operación, mantenimiento y efe ctividad del sistema de protección  catódica.  
3.13.1  Funcionalidad del sistema de protección catódica. Se debe registrar la fecha de puesta en servicio  del 
sistema de protección catódica, los levantamientos de potencial, inspecciones y pruebas realizadas 
para comprobar que no existen interferencias y asegurar que los aislamientos, recubrimientos y encamisados 
se encuentran funcionando satisfactoriamente.  
Los registros del sistema de protección catódica se deben conservar durante el tiempo que las  instalacion es 
permanezcan en servicio.  
3.13.2  Modificaciones al sistema original. Todas las modificaciones que se efectúen al sistema de  protección 
catódica original deben registrarse anotando la fecha y modificación realizada, de manera que  forme parte de 
la documentación conforme con lo indicado en los numerales 3.13 y 3.13.1 de este Apéndice,  anexando 
memorias y planos de ingeniería en caso de rehabilitaciones mayores como cambio de capacidad  del 
rectificador y cambio de ubicación de la cam a anódica, entre otras.  
3.13.3  Reparación o reemplazo de algún componente del sistema de protección catódica. Se deben  registrar 
las reparaciones o reemplazos cuando las inspecciones y pruebas periódicas realizadas indiquen que  la 
protección no es efectiva . Dichas pruebas pueden ser, entre otras:  
a) Reparación, reemplazo o ajuste de componentes del sistema de protección catódica;  
b) Aplicación del recubrimiento en las áreas desnudas;  
c) Interferencia de cualquier estructura metálica en contacto con la tuber ía y su localización;  
d) Reposición de los dispositivos de aislamiento dañados;  
e) Acciones para corregir corto circuitos en tuberías encamisadas, y  
f) Pruebas de interferencia con estructuras cercanas.  
3.13.4  Estudios especiales. Se deben registrar todos los resultados obtenidos de investigaciones  especiales 
como son, entre otros: estudios de levantamiento de potenciales a intervalos cortos, inspección 
del recubrimiento dieléctrico mediante gradiente de voltaje  de corriente eléctrica directa, así como cualquier 
otra investigación referente a la efectividad del sistema de protección catódica. Esta información debe formar 
parte  del historial de la protección catódica del ducto.  APENDICE II  
MONITOREO, DETECCION Y CLASIFICACION DE FUGAS DE GAS  
INDICE  
1.     Objetivo  
2.     Definiciones  
3.     Detección de fugas  
4.     Instrumentos para detección de fugas  
5.     Clasificación de fugas y criterios de acción  
6.     Historial de fugas y lineamientos para autoevaluación  
1. Objetivo  
En este Apéndice se establecen los requisitos mínimos para el monitoreo, detección y clasificación de  fugas 
de gas en ductos, que deben cumplir los sistemas de transporte por medio de ductos  que operen en la  República 
Mexicana.  
2. Definiciones  
Para efectos de aplicación de este Apéndice se establecen las definiciones siguientes:  
2.1 Acción inmediata:  El envío sin retraso de personal calificado para evaluar y, en su caso, abatir el  riesgo 
existente o probable derivado de una fuga de gas.  
2.2 Espacio confinado:  Cualquier estructura o espacio cerrado tal como registros de válvulas, 
túneles,  cárcamos o registros de drenaje en la cual se puede acumular el gas.  
2.3 Fuga de gas:  Cualquier emisión de gas proveniente de un ducto, debido a fractura, ruptura, 
soldadura  defectuosa, corrosión, sellado imperfecto o mal funcionamiento de accesorios y dispositivos utilizados 
en éste.  
2.4 Indicador de gas combustible:  El instrumento capaz de detectar y medir la  concentración de 
una mezcla de gas combustible en el aire.  
2.5 Lectura:  La indicación repetible en un instrumento de medición analógico o digital.  
2.6 Monitoreo de fugas:  El conjunto de actividades que se realizan periódicamente para determinar 
la presenc ia de gas en la periferia de ductos, equipos y/o accesorios de los sistemas de transporte y 
distribución  de gas por ductos.  
2.7 Perforación de barra, pozo de muestreo o sondeo:  La perforación de un diámetro no mayor a 
5 centímetros que se hace en el suelo cercano a una instalación subterránea, específicamente para verificar 
la existencia de gas debajo de la superficie del suelo con un indicador de gas combustible.  
2.8 Subestructura asociada con el gas:  El dispositivo o estructura subterránea utilizado en un a instalación 
de gas para alojar accesorios o equipos, tales como registros con válvulas, estaciones de medición  y regulación, 
cajas de pruebas y tubos encamisados con ventilación, que no tiene como propósito almacenar,  transportar o 
distribuir gas.  
2.9 Su bestructura no asociada con el gas:  Las estructuras no relacionadas con el transporte o 
la distribución de gas, que se localizan debajo de la superficie del suelo, tales como registros y ductos 
de instalaciones eléctricas, telefónicas, de señales de tráfic o, de agua y drenaje, a las cuales puede migrar 
y/o acumularse el gas y que no tienen como propósito alojar personas.  
3. Detección de fugas  
Para la aplicación de este Apéndice se establecen los valores de concentración de gas en 
porcentaje/ volumen para los límites de explosividad de mezcla de gas con aire, en la tabla siguiente:  
Tabla 1. - Límites de explosividad en porcentaje/volumen de concentración de gas en aire  
  
Límite de explosividad  Gas 
Límite Inferior de Explosividad (LIE)  5 % Límite Superior de Explosividad (LSE)  15 %  
  
3.1 Atención a reportes de fugas.  El permisionario o transportista debe investigar en forma 
inmediata  cualquier notificación o aviso de terceros en el que se reporte olor a gas, fuga, incendio o explosión 
que pueda  involucrar a tuberías de gas u otras instalaciones. Si la investigación confirma una fuga, ésta se debe 
clasificar  inmediatamente de acuerdo co n el numeral 5.1 y tomar la acción correspondiente de acuerdo con las 
tablas 2,  3 y 4 de este Apéndice.  
3.1.1  Olores o indicaciones de otros combustibles. Cuando existan indicaciones de fuga de 
combustibles  derivados del petróleo originados en otras instal aciones, se deben tomar las acciones siguientes 
para proteger  la integridad física de las personas y de sus propiedades:  
a) Informar de inmediato al operador de la instalación y, si es necesario, a los bomberos, policía y  protección 
civil, y  
b) Cuando la t ubería del permisionario o transportista esté conectada a una instalación ajena que tenga  fuga 
de gas, debe tomar de inmediato las acciones necesarias de acuerdo con la tabla 2 de este Apéndice.  
3.2 Recursos necesarios para efectuar la inspección.  El permisionario o transportista, para realizar 
la inspección de sus instalaciones, debe disponer de los recursos siguientes:  
3.2.1  Recursos humanos. Debe contar con personal suficiente, que reúna la calificación y 
experiencia  requeridas para aplicar el mé todo de inspección que se utilice.  
3.2.2  Recursos materiales. Para la inspección de fugas en un sistema de ductos, se debe disponer de 
los recursos materiales siguientes:  
a) Planos vigentes de la red de distribución o línea de transporte con escala y grado de detalle adecuados;  
b) Equipos de detección de fugas adecuados para obtener información necesaria para la localización 
y cuantificación de fugas de acuerdo con las caracte rísticas de sus instalaciones y los métodos de 
inspección  que se apliquen, y  
c) Equipo de transporte adecuado para la atención de fugas.  
3.3 Métodos de detección de fugas.  El permisionario o transportista puede aplicar para la detección 
de fugas en sus ins talaciones, individualmente o combinados, los métodos siguientes:  
a) Con indicadores de gas combustible;  
i. Sobre la superficie del suelo  
ii. Debajo de la superficie del suelo  
b) Inspección visual de la vegetación;  
c) Caída de presión;  
d) Burbujeo;  
e) Ultrasonido;  
f) Fibra óptica;  
g) Termografía infrarroja terrestre o aérea, y  
h) Perros adiestrados.  
  
El permisionario o transportista puede emplear otros métodos siempre y cuando se apliquen de acuerdo  con 
los procedimientos escritos que prueben que dichos mé todos son tan eficaces como los de la lista  anterior. La 
aplicación del método adecuado es responsabilidad del permisionario o transportista, quien debe  determinar si 
existe fuga y en caso de que exista, ésta se debe detectar, localizar, clasificar y contr olar inmediatamente.  
3.3.1  Detección con indicadores de gas combustible. El equipo para realizar esta inspección puede 
ser portátil o móvil. El indicador debe ser del tipo y sensibilidad adecuados, para el método de detección de 
gas que se aplique en la in stalación inspeccionada, de acuerdo con las instrucciones del fabricante.  
3.3.1.1  Detección sobre la superficie del suelo. Para instalaciones subterráneas se debe tomar un  muestreo 
continuo de la atmósfera al nivel del suelo sobre o lo más cerca posible de  la instalación. Para  instalaciones 
arriba del nivel del suelo, se debe tomar un muestreo continuo de la atmósfera adyacente a  dicha instalación.  a) Para instalaciones subterráneas, se deben tomar muestras de la atmósfera a no más de cinco  centímetros 
de la superficie del suelo, cuando sea posible, y en todas aquellas irregularidades del terreno que  faciliten que 
el gas aflore. En áreas donde la tubería está debajo de piso terminado, entre otras: banquetas y  calles 
pavimentadas, se deben tom ar muestras del aire cercano a discontinuidades e irregularidades del piso,  tales 
como: aberturas, ranuras, rupturas y grietas que faciliten que el gas aflore. Asimismo, se debe analizar el  aire 
dentro de recintos cerrados alojados en aberturas del piso de bajo de su nivel, cercanos a la tubería, por  ejemplo, 
pozos de visita, registros de drenaje, de instalaciones eléctricas, telefónicas y otros servicios.  
b) El muestreo de la atmósfera superficial con indicador de gas se debe realizar a la velocidad y 
en condiciones atmosféricas adecuadas para que dicho muestreo sea correcto. La operación del indicador de 
gas debe realizarse de acuerdo con las instrucciones del fabricante. Se deben analizar muestras en los 
lugares  especificados en el numeral anterior.  
3.3.1. 2 Detección debajo de la superficie del suelo. El muestreo de la atmósfera debajo del piso se 
debe  realizar en aberturas existentes y/o sondeos arriba y/o adyacentes a la tubería. Los pozos de muestreo 
se deben perforar lo más cerca posible a la tubería y lateralmente a no más de 5 metros del eje de la misma. A 
lo largo de la tubería los puntos de prueba se deben localizar a no más del doble de la distancia entre la tubería  y 
la pared de edificio más cercana o 10 metros, la que sea más corta, pero en ningún  caso el espaciamiento  debe 
ser menor a 3 metros. El patrón del muestreo debe incluir puntos de prueba adyacentes a las  conexiones de 
las líneas de servicio, acometidas a los edificios, cruzamientos de calles y conexiones de  ramales. El numeral 
3.3.9 descr ibe el procedimiento para localizar fugas por perforación de barra.  
3.3.2  Detección por inspección visual de la vegetación. Este método tiene por objeto detectar 
indicaciones  anormales o inusuales en la vegetación que puedan haber sido causadas por la migr ación de gas. 
Dichas  indicaciones de fugas de gas deben confirmarse usando un indicador de gas combustible. La inspección 
debe  ser realizada por personal experto que tenga una buena visión del área que está inspeccionando y 
sus alrededores. Para determinar  la velocidad de recorrido se debe considerar lo siguiente:  
a) Trazo del sistema de transporte;  
b) Cantidad y tipo de vegetación, y  
c) Condiciones de visibilidad tales como: alumbrado, reflejo de luz, distorsiones u obstrucciones  del terreno.  
3.3.2.1  El método de inspección visual del estado de la vegetación sólo se puede aplicar en áreas en  donde 
el crecimiento de la vegetación está bien definido. No se debe emplear cuando el grado de humedad  del suelo 
sea anormalmente alto, cuando la vegetación está inactiva, o cuando está en periodo de crecimiento  acelerado, 
como en el comienzo de la primavera.  
  
3.3.3  Detección por caída de presión. Este método se aplica para determinar si una sección aislada de 
la instalación de gas pierde presión por fugas. La sección seleccionada debe tener solamente una presión 
de operación y dicha sección debe aislarse antes de efectuar la prueba de caída de presión. Para determinar 
los parámetros de la prueba de caída de presió n, se deben tomar en cuenta los criterios siguientes:  
a) Presión de prueba. Si la prueba se realiza únicamente con el propósito de detectar fugas en la 
sección  aislada, se debe hacer cuando menos a la presión de operación.  
b) Medio de prueba. El medio debe  ser compatible con los materiales de la tubería, debe estar libre 
de materiales sedimentarios y no debe dejar residuos que puedan dañar la instalación. El medio para realizar 
la prueba no debe ser inflamable, puede ser agua, aire o gas inerte, y  
c) Duraci ón de la prueba. El tiempo de la prueba debe ser suficiente para detectar la caída de presión  debida 
a fugas. Para determinar el tiempo necesario para realizar la prueba se deben considerar los factores  siguientes:  
i. El tiempo y volumen requerido para que  el medio de prueba alcance la presión de prueba;  
ii. El tiempo necesario para que el medio de prueba estabilice su temperatura, y  
iii. La sensibilidad del instrumento de prueba.  
3.3.3.1  El método de caída de presión no localiza las fugas, por lo que se re quiere una evaluación  posterior 
con otro procedimiento que permita localizar las fugas para evaluarlas y clasificarlas.  
3.3.4  Detección por burbujeo. Este método consiste en cubrir totalmente la tubería con una 
solución  tensoactiva que forme burbujas, entr e otras, agua jabonosa, para señalar las fugas sobre la 
superficie  expuesta de la instalación. La solución utilizada no debe dañar ni debe dejar residuos que 
posteriormente  puedan producir corrosión en los materiales de la instalación probada.  
3.3.5  Detecc ión por ultrasonido. Este método consiste en la instalación de sensores ultrasónicos  espaciados 
a lo largo de la tubería que pueden detectar la ocurrencia de una fuga en tiempo real, por la  energía ultrasónica que se genera desde el momento en que ocurre. Las ondas viajan en todas direcciones  del sitio de la fuga, lo 
que permite detectarlas a grandes distancias. Este método se puede acoplar a un  sistema de 
geoposicionamiento.  
3.3.5.1  Para probar una instalación de gas por ultrasonido se debe tomar en consid eración lo siguiente:  
a) Presión en la tubería. Dado que al incrementarse la presión en la tubería, la magnitud de la 
energía  ultrasónica generada por la fuga aumenta, los sensores deben ser adecuados para la presión de trabajo 
de la  instalación;  
b) Localización de la instalación. Los objetos alrededor de la instalación bajo prueba pueden reflejar 
o atenuar la energía ultrasónica generada dificultando la detección de la fuga;  
c) Cantidad de fugas. La capacidad de detección de este método se reduce con forme se incrementa 
el número de fugas en un área determinada, ya que pueden producir un nivel alto de ruido ultrasónico debido 
al aumento de la energía ultrasónica liberada por cada fuga, y  
d) Tipo de instalación. Los equipos neumáticos y los operados con  gas, entre otros: compresores, motores  y 
turbinas, generan energía ultrasónica. Se debe conocer la localización, cantidad y características de 
dichos  equipos cerca de la instalación para determinar si el ruido ultrasónico que producen puede 
causar  interfe rencia al equipo de detección de fallas. El área de prueba se debe recorrer para verificar la 
posible  presencia de interferencias.  
3.3.5.2  El permisionario o transportista debe confirmar los resultados obtenidos por ultrasonido aplicando  los 
métodos adecua dos para detectar fugas en sus instalaciones.  
3.3.6  Detección por fibra óptica. Este método consiste en la instalación de sensores y cable de fibra óptica  en 
los ductos para monitorear, detectar y diagnosticar el desempeño de dichas instalaciones. Se usa p ara detectar 
y monitorear fugas de gas en tiempo real.  
3.3.7  Detección por termografía infrarroja terrestre o aérea. Este método se usa en tuberías superficiales 
y subterráneas. Mide la energía térmica del gas mediante un espectrómetro de banda infrarrojo como 
elemento  primario de detección. El instrumento puede acoplarse a un sistema de geoposicionamiento para 
ubicar las  fugas.  
3.3.8  Detección por medio de perros adiestrados. La raza labrador es la más comúnmente usada ya 
que puede detectar el odorizante a dicionado en la corriente del fluido. El perro localiza y rastrea el olor que 
sale por la fuga hasta el punto de máxima concentración.  
3.3.9  Localización de fugas por perforación de barra. Este procedimiento se aplica para localizar el 
lugar  preciso de fug a en instalaciones subterráneas y tiene por objeto minimizar la excavación para disminuir 
costos  y evitar pérdida de tiempo en la localización y reparación de fugas. El permisionario o transportista 
es responsable de aplicar el procedimiento adecuado para localizar fugas por sondeos en sus instalaciones. 
Para  fines informativos se presenta a continuación una descripción general de este procedimiento.  
a) Se debe delimitar la zona de migración del gas realizando un muestreo de la atmósfera superficial 
con indicadores de gas combustible. Normalmente la fuga se localiza en esta área;  
b) Se deben identificar todas las tuberías de gas dentro del área delimitada y localizar las 
válvulas,  conexiones y accesorios, porque son los lugares con mayor probabilidad de fuga . Se debe poner 
especial  cuidado para no dañar otras instalaciones subterráneas que estén dentro del área delimitada, durante 
la excavación y perforación para localizar fugas;  
c) Se deben buscar en el área delimitada evidencias de construcción recientes que pudieran haber dañado  la 
tubería de gas provocando la fuga. Se debe tomar en cuenta que el gas también puede migrar y ventilarse a  lo 
largo de algunas zanjas de otros servicios subterráneos;  
d) Se deben hacer perforaciones equidistantes sobre la línea de gas que se sospeche tiene fuga. Todos  los 
pozos de muestreo deben tener igual profundidad y diámetro. Las muestras de gas deben tomarse a la  misma 
profundidad y donde sea necesar io los sondeos deben bajar hasta la profundidad del tubo para  obtener lecturas 
consistentes y útiles. Para localizar la fuga de gas se identifican los sondeos con las lecturas  más altas;  
e) En caso de encontrar lecturas altas en varias perforaciones adyacentes se requiere de 
procedimientos  adicionales para determinar cuál es la lectura más cercana al probable punto de fuga. Las 
lecturas de algunos  sondeos disminuirán con el tiempo, pero es co nveniente acelerar este proceso extrayendo 
el exceso de gas  de las perforaciones. Cuando se recupere el gas que está migrando dentro de las perforaciones 
se toman  nuevas lecturas para determinar la perforación más cercana a la fuga. Este procedimiento se d ebe 
aplicar con  precaución para evitar la distorsión del patrón de venteo;  
f) Una vez identificado el lugar aproximado de la fuga, se deben hacer pozos de muestreo adicionales 
más profundos para determinar el lugar probable de la fuga con mayor exactitud;  g) Para determinar cuál de las perforaciones tiene el mayor flujo de gas se pueden hacer lecturas  adicionales 
en la parte superior de ellas o usar un manómetro o solución tensoactiva que forme burbujas.  Asimismo, pueden 
ser útiles otras indicaciones en los  pozos, tales como: las partículas de polvo sopladas, el  sonido o sentir en la 
piel el flujo del gas. En ocasiones es posible distinguir la difracción de la luz solar cuando  el gas se ventea a la 
atmósfera;  
h) Cuando el gas se localiza dentro de algún cond ucto subterráneo ajeno a las tuberías de gas, se 
deben  tomar muestras en todas las aberturas que se tengan disponibles en dicho conducto para delimitar 
la localización de la fuga de gas;  
  
i) Cuando se logran lecturas estables del indicador de gas se deter mina el patrón de venteo. El sondeo  con 
la lectura más alta normalmente será el punto exacto de la fuga, y  
j) Una vez descubierta, se puede usar cualquier procedimiento para localizar la fuga en la tubería, como 
el burbujeo para fugas pequeñas.  
Medidas pre cautorias  
En ocasiones, algunas situaciones especiales pueden complicar las técnicas de localización de fugas 
por sondeos. Estas situaciones no son comunes pero son factibles, entre otras, se citan las siguientes:  
a) Puede ocurrir una fuga múltiple que oca sione información confusa. Para eliminar esta posibilidad el 
área afectada debe revisarse después de reparada la fuga;  
b) El gas se puede acumular en alguna cavidad y dar una indicación elevada hasta que dicha cavidad 
es venteada;  
c) Otros gases, tales como los que se forman por material orgánico en descomposición se pueden  encontrar 
ocasionalmente, esto es característico cuando se encuentran lecturas constantes de entre 15 y 30%  (treinta por 
ciento) de concentración gas en aire; y  
d) La indicación del gas en drenajes se debe considerar como gas de una fuga migrando al drenaje, 
hasta  que sea descartado por otros medios o por análisis.  
4. Instrumentos para detección de fugas  
El permisionario o transportista es responsable de utilizar los  instrumentos indicadores de gas 
combustible  adecuados para los métodos de detección de fugas que aplique en sus instalaciones, con el objeto 
de obtener  información veraz, confiable y completa sobre las fugas de gas.  
4.1 Mantenimiento de indicadores de gas  combustible.  El mantenimiento de estos instrumentos se  debe 
efectuar de acuerdo con las instrucciones del fabricante y, entre otras acciones, se deben cumplir  las siguientes:  
a) Cada instrumento utilizado para detectar y evaluar fugas de gas se debe opera r de acuerdo con 
los instructivos del fabricante;  
b) Revisar periódicamente los instrumentos cuando están en uso para asegurar que el suministro de  energía 
eléctrica para su funcionamiento es adecuado;  
c) Probar los instrumentos antes de usarse para asegur ar que el sistema de muestreo esté libre de fugas 
y que los filtros no obstruyan el flujo de la muestra, y  
d) Los instrumentos de ionización de flama de hidrógeno se deben probar cada vez que se encienden 
y durante la inspección.  
4.2 Calibración de indicad ores de gas combustible.  Para la calibración de estos instrumentos se 
deben  cumplir, entre otras, las recomendaciones siguientes:  
a) Cada equipo utilizado para la detección y evaluación de fugas se debe calibrar de acuerdo con 
los instructivos del fabrican te después de cualquier reparación o remplazo de partes;  
b) De conformidad con un programa regular en el que se considere el tipo del instrumento y su uso, 
los instrumentos de ionización de flama de hidrógeno y los indicadores de gas combustible, se deben calibrar 
al menos una vez al mes cuando están en uso, y  
c) Se deben calibrar, cuando se sospeche que la calibración del instrumento ha cambiado.  
5. Clasificación de fugas y criterios de acción  
  
En este capítulo se establece el procedimiento por medio del cual las fugas son clasificadas y 
controladas.  Cuando se detecta una fuga, el primer paso debe ser la delimitación del área afectada por la fuga; si el perímetro se extiende hacia un edificio, la  inspección se debe continuar dentro del mismo. Cuando 
se confirma la fuga, se debe atender inmediatamente para localizarla, evaluarla y clasificarla de acuerdo con 
el numeral 5.1 de este Apéndice.  
5.1 Clasificación de las fugas.  Basados en la evaluación realizada de la localización y magnitud de la  fuga, 
ésta se debe clasificar con objeto de establecer la prioridad de su reparación. La clasificación es la  siguiente:  
5.1.1  Grado 1.  Son aquellas fugas que representan un peligro inmi nente para las personas o 
propiedades,  por lo que, cuando se detectan deben ser reparadas inmediatamente y/o realizar acciones 
continuas hasta  lograr que las condiciones dejen de ser peligrosas. Se considera peligrosa toda situación en la 
que haya  probabil idad de asfixia, incendio o explosión en el área afectada por la fuga.  
5.1.2  Grado 2. Esta clase de fugas no son peligrosas cuando se detectan, pero representan un 
riesgo  probable para el futuro, por lo que se requiere programar su reparación para prevenir  que se 
vuelvan  peligrosas.  
5.1.3  Grado 3. Esta clase de fugas no son peligrosas cuando se detectan y tampoco representan un 
riesgo  probable para el futuro, por lo que, sólo es necesario reevaluarlas periódicamente hasta que sean 
reparadas  para asegurarse que no cambien de clase.  
5.2 Criterios para clasificar fugas y determinar acciones.  Los lineamientos para clasificar y 
controlar  fugas se describen en las tablas 2, 3 y 4 siguientes. Los ejemplos de condiciones de fuga que se 
presentan en  dichas tablas son  enunciativas mas no limitativas. El criterio y experiencia del personal operativo 
en el sitio  donde ocurre la fuga es de suma importancia en la determinación del grado que se le asigne a la fuga 
y los criterios de acción indicados en dichas tablas.  
5.3 In spección subsecuente.  Todas las reparaciones de fugas se deben probar, en su caso, antes de  que 
la instalación entre en operación, para confirmar que no persiste la fuga de gas. En tuberías subterráneas,  esta 
prueba se debe hacer antes de taparlas con tier ra. Cuando entre en operación la instalación, se 
debe  inspeccionar el área afectada por la fuga con un indicador de gas combustible. Donde haya gas 
residual  después de la reparación de una fuga de grado 1, se debe permitir la ventilación y estabilización d e 
la atmósfera del suelo para realizar una inspección subsecuente en un plazo que no debe exceder de un 
mes posterior a la reparación. En el caso de reparaciones de fugas de grado 2 o 3, el permisionario o 
transportista  determinará si es necesario efectuar  una inspección subsecuente.  
5.4 Cuando se reevalúa una fuga de acuerdo con los criterios de acción de las tablas 3 y 4, ésta se 
debe  clasificar usando el mismo criterio que cuando la fuga fue descubierta.  
Tabla 2. Fugas de grado 1  
  
EJEMPLO  CRITERIO DE ACCION  1. Cualquier fuga que, a juicio del personal 
operativoen el sitio de la fuga, se considere un 
peligro  inmediato.  Requiere de acciones inmediatas para proteger la vida 
ypropiedades de las personas, y de acciones continuas 
hasta  lograr q ue las condiciones dejen de ser peligrosas.  
Debe notificarse a las  autoridades competentes como  son: 
laComisión Reguladora de Energía, protección civil, policía 
ybomberos.  
La acción inmediata en algunos casos puede requerir de uno 
o más de los pasos siguie ntes:  
a)     Puesta en marcha y coordinación del plan de emergencia  del 
permisionario o transportista;  
b)     Evacuación del área;  
c)     Acordonamiento del área;  
d)     Desviación del tráfico;  
e)     Eliminación de las fuentes de ignición;  
f)     Ventilación del área, y  
g)     Suspensión del flujo de gas cerrando las válvulas o por  otros 
medios.  
2. Cualquier escape de gas que se haya encendido.    
3. Cualquier indicación de que el gas haya migrado  al 
interior o debajo de un edificio o dentro de un  túnel.    
4. Cualquier indicación de presencia de gas en el  lado 
exterior de la pared de un edificio, o donde 
es probable que el gas migre al lado exterior de 
la pared de un edificio.    
5. Cualquier lectura mayor o igual que 80% 
(ochenta por ciento) del LIE del gas en un espacio 
confinado.    
6. Cualquier lectura mayor o igual que 80% 
(ochentapor ciento) del LIE del gas en otras 
subestructuraspequeñas, no asociadas con el gas por 
las cuales esprobable que el gas migre al lado exterior 
de la paredde un edificio.    
7. Cualquier fuga que pueda ser detectada por  medio 
de la vista, oído u olfato, y que está en 
una localización que puede ser peligrosa para 
las personas y sus bienes.    
  
  
Tabla 3. Fugas de grado 2  
  
EJEMPLO  CRITERIO DE ACCIÓN  
  1. Fugas que requieren tomar acciones antes de 
queocurran cambios adversos en las condiciones 
deventeo del suelo, por ejemplo: una fuga que 
cuando  se congele el suelo, es probable que el gas 
migre al  lado exterior de la pared de un edificio.  Estas fugas se deben reparar en el transcurso de un 
añocalendario pero en un tiempo no mayor a 15 meses de la 
fecha  en que fue reportada.  
Para determinar la prioridad en la reparación se deben seguir 
loscriterios siguientes:  
a) Cantidad y migraci ón del gas;  
b) Proximidad del gas a edificios y estructuras debajo del suelo;  
c) Extensión  del piso terminado;  
d) Tipo de suelo y condiciones del mismo (tales como la 
capacongelada, humedad y venteo natural), y  
e) Concentración de fugas en un tramo de la i nstalación.  
Las fugas grado 2 se deben reevaluar cuando menos una 
vez cada 6 meses, hasta que sean reparadas. La frecuencia 
de reevaluación se debe determinar de acuerdo con su 
localización,  magnitud y condiciones de la fuga.  
El grado de peligro potencial de las fugas grado 2 puede 
variarampliamente. Cuando son evaluadas de acuerdo con 
sulocalización, magnitud y condiciones, para algunas fugas 
grado  2 se puede justificar que su reparación se programe dentro 
de los siguientes 5 días. En cambio, para otras se puede 
justificar  que su reparación se programe dentro de los siguientes 
30 días.  El responsable de programar la reparación debe cuidar 
lascondiciones de la fuga durante el día en el cual se 
descubre  dicha fuga.  
Por otro lado, la reparación de muchas fugas grado 2, puede 
serprogramada, considerando su localización y magnitud, 
pararealizarse con base en una rutina de mantenimiento, 
coninspecciones periódicas cuando sea necesario.  
  
 2. Se requieren tomar acciones en un plazo no  mayor 
de 6 meses para reparar las fugas, cuando  las 
lecturas del indicador de gas combustible, 
en porcentaje del LIE, tengan los valores siguientes:  
a) Mayor o igual de 40% (cuarenta por ciento)  debajo 
de las b anquetas en una calle cubierta de  pared a 
pared con piso terminado, por ejemplo  pavimento y/o 
concreto y la fuga no se califica como  grado 1.  
b) Mayor o igual de 100% (cien por ciento) debajo 
de la calle cubierta de pared a pared con 
piso terminado, por ej emplo pavimento y/o concreto, 
que tiene una migración de gas significativa y la fuga 
no se califica como  grado 1.  
c) Menor de 80% (ochenta por ciento) dentro 
desubestructuras pequeñas no asociadas con el 
gas,donde es probable que el gas migre para crear 
unpeligro futuro.  
d) Entre 20% (veinte por ciento) y 80% (ochenta 
porciento) en un espacio confinado.  
e) Cualquier valor en una tubería que opere a 
30%(treinta por ciento) o más de su resistencia 
mínima a  la cedencia, localizada en clase 3 o 4, de 
acuerdo  con esta norma y la fuga no se califica 
como  grado  1. 
f) Mayor o igual de 80% (ochenta por ciento) en 
unasubestructura asociada con el gas.  
g) Cualquier fuga que a juicio del personal 
operativo  en el sitio de la fuga, considere que tiene 
la magnitud suficien te para programar su reparación.    
  
Tabla 4. Fugas de grado 3  
EJEMPLO  CRITERIO DE ACCION  
Fugas que causen que las lecturas del indicador 
degas combustible, en porcentaje del LIE, tengan 
losvalores siguientes:  
a) Menor de 80% (ochenta por ciento) 
ensubestructuras asociadas al gas.  
b) Cualquier valor debajo de la calle en áreas que  no 
están pavimentadas completamente, donde no  es 
probable que el gas pudiera migrar al lado  exterior de 
la pared de un edificio.  
c) Menor de 20% (veinte por ciento) en un 
espacioconfinado.  Estas fugas deberán ser  reevaluadas periódicamente en 
lossiguientes monitoreos programados, dependiendo de 
la localización de la fuga o en los 15 meses siguientes a la fecha 
en que fue reportada, lo que ocurra primero, hasta que la fuga 
seareclasificada o no haya más lecturas.  
  
  
6. Historial de fugas y lineamientos para autoevaluación  El permisionario o transportista debe conservar la documentación que demuestre cada monitoreo de 
fugas  de acuerdo con los resultados, conclusiones y acciones realizadas. Cuando se detecten fugas durante 
el monitoreo o fuera de éste, deberán llenarse los registros respectivos.  
El permisionario o transportista debe mantener los registros actualizados de dicha  documentación para 
ser proporcionada, cuando sea requerida por la autoridad competente. Esta documentación debe 
estar  sustentada por los registros siguientes:  
6.1 Los registros de monitoreo de fuga deben contener al menos la información siguiente:  
a) La fecha en que se realizó el monitoreo;  
b) La descripción del sistema y del área monitoreada. Se deben incluir los planos y/o libros bitácora;  
c) Los resultados del monitoreo, las conclusiones y las acciones a seguir;  
d) Los métodos aplicados en el monitoreo,  y 
e) El personal que efectuó el monitoreo.  
6.1.1  Los registros de las pruebas de caída de presión deben contener al menos la información siguiente:  
a) El nombre del responsable de la prueba. En caso de que haya sido realizada por una empresa externa,  el 
nombre de la empresa y el nombre de la persona responsable de la prueba;  
b) El medio de prueba usado;  
c) La presión de prueba;  
d) La duración de la prueba;  
e) Las gráficas de presión o los registros de las presiones medidas en la prueba, y  
f) Los resultados de la prueba.  
6.2 Los registros de fugas deben contener al menos la información siguiente:  
a) La fecha de detección de la fuga, la fecha y la hora del reporte, el tiempo en que se atendió, el tiempo  en 
que se investigó y el nombre de quien l a investigó;  
b) La descripción detallada de la fuga, su localización, magnitud y grado que se le asignó;  
c) Tratándose de una fuga que deba ser reportada, la fecha y la hora del reporte telefónico a la 
autoridad  competente y el nombre de quien lo hizo;  
d) Las fechas de las reevaluaciones antes de la reparación de la fuga y el nombre del responsable de  dichas 
reevaluaciones;  
e) La fecha de reparación, el tiempo que llevó la reparación y el nombre del responsable de la reparación;  
f) Las fechas de revisiones posteriores a la reparación y el nombre de los responsables de dichas  revisiones;  
g) El método usado para detectar la fuga (si fue reportado por terceros, el nombre y la dirección de 
quién  reportó);  
h) La sección del sistema donde ocurrió la fuga (tubería principal, tubería de servicio, etc.);  
  
i) La parte del sistema en que ocurrió la fuga (tubería, válvula, conexión, estación de regulación, etc.);  
j) El material en el cual ocurrió la fuga (acero, plástico u otro);  
k) El origen de la fuga;  
l) La descripción de la tubería;  
m) El tipo de reparación efectuada;  
n) La causa de la fuga;  
o) La fecha de instalación de la tubería;  
p) Si tiene protección catódica operando, y  
q) La lectura del indicador de gas combustible.  
6.3 Autoevaluación.  El permision ario o transportista debe evaluar su programa de monitoreo de 
fugas  realizados para determinar la efectividad de dicho programa. Esta autoevaluación debe realizarse 
cuando  menos una vez al año de acuerdo con el procedimiento siguiente:  a) Programa de monitoreo de fugas. Se debe asegurar que el programa de mantenimiento del 
sistema  cumple con esta Norma;  
b) Efectividad del monitoreo. Se debe asegurar que los monitoreos de fugas fueron efectuados de 
acuerdo  con el programa y que los resultado s fueron satisfactorios en todo el sistema;  
c) Programa de reparación. Se debe comprobar que las reparaciones de fugas fueron efectuadas de  acuerdo 
con el programa y los procedimientos especificados;  
d) Efectividad de la reparación. Se debe verificar que l as reparaciones de fugas fueron realizadas con 
la efectividad indicada en los procedimientos aplicados, y  
e) Registro histórico de fugas. Se debe mantener actualizado el historial de fugas.  
APÉNDICE III.  
REQUERIMIENTOS ESPECÍFICOS CUANDO SE UTILICEN FACTO RES DE DISEÑO  
SUPERIORES A 0.72 EN DUCTOS DE ACERO  
ÍNDICE  
1. Introducción  
2. Diseño  
3. Construcción  
4. Operación y Mantenimiento  
5. Reclasificación  
1. Introducción  
Para que un Sistema de transporte o segmento de ducto nuevo o existente pueda operar a la  
MPOP  calculada según el numeral 11.6, cuadro 11, con base en un factor de Diseño F superior a 0.72 y hasta 
0.80;  se debe demostrar el cumplimiento de los siguientes requisitos específicos de diseño y construcción, 
además  del cumplimiento estricto de dispo siciones de seguridad en la operación y mantenimiento, que aseguren 
la integridad del sistema de transporte.  
  
2. Diseño  
2.1 Especificaciones de diseño para la tubería de acero  
2.1.1  La placa, skelp, tipo bobina usada para la tubería debe ser micro - aleada, de grano fino, 
totalmente  terminada o rematada de forma continua, de acero fundido con tratamiento de calcio.  
2.1.2  El equivalente de carbono en el acero utilizado para la tubería, no debe superar el 0.25 por ciento 
en peso, calculado por la fórmula de Ito -Bessyo (fórmula PCM) o un 0.43 por ciento en peso, calculado 
por fórmula según Instituto Internacional de la Soldad ura (IIW).  
2.1.3  La relación del diámetro exterior especificado de la tubería con el espesor de pared especificado,  debe 
ser menor a 100. Durante la construcción, las pruebas de resistencia y las condiciones de operación  previstas, 
el espesor de pared de l a tubería debe quedar libre de anomalías, tales como abolladuras u  ovalada.  
2.1.4  La tubería debe fabricarse utilizando la especificación API 5L, nivel de especificación del producto 
2 para presiones máximas y mínimas y las temperaturas máximas de operació n. 
2.2 Control de la fractura  
2.2.1  Las propiedades de resistencia (dureza) de la tubería deben tomar en cuenta la potencial iniciación 
y propagación de las fracturas así como su forma para detener dichas fracturas, de acuerdo con las normas 
y prácticas in ternacionales reconocidas, tales como:  
i.     La especificación de API 5L  
ii.     La norma ASME B31.8 de la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos.  
iii.    Cualquiera de los factores de corrección necesarios para hacer frente a los diferentes grados de  tuberías, 
presiones, temperaturas, o composiciones de gas no considerados expresamente en la  Especificación API 5L, 
nivel de especificación del producto 2 ó ASME B31.8.  
2.2.2  El control de la fractura debe:  a)    Vigilar que se mantenga la resistencia (du reza) a la iniciación de la fractura, para todas las  condiciones que se 
espere experimente el gasoducto, como son: toda la gama de temperaturas de  funcionamiento, presiones, 
composiciones de gas, tipo de grado de la tubería y los niveles de estrés  de funci onamiento incluyendo las 
presiones máximas y mínimas de cierre o paro.  
       Si estos parámetros cambian durante la operación de la tubería de manera que se encuentren fuera  de los 
límites de lo que se consideró en la evaluación del diseño, debe ser revis ada y actualizada  dicha evaluación, 
para asegurar la continuidad de la resistencia a la iniciación de la fractura para la  vida útil restante de la tubería.  
b)    Realizar el ajuste de la resistencia (dureza) de la tubería, para cada grado de tubería utiliz ado y para  el 
comportamiento de descompresión del gas para los parámetros de operación.  
c)    Garantizar al menos el 99% de probabilidad de detener la fractura en una longitud de ocho tramos de  tubería, 
con una probabilidad de al menos el 90% dentro de los cinco tramos de tubería.  
d)    Incluir pruebas de resistencia (dureza) a la fractura que sea equivalente a la descrita en los 
requisitos  complementarios SR5A , SR5B , y SR6 de la Especificación  API 5L      
2.3 Control de calidad en el diseño y fabricación de tuberías  
2.3.1  Debe haber un programa de gestión de la calidad interna en todas las fábricas que participen en 
la producción de acero, placa, bobina, skelp, y/o el tubo rodado, para tuberías que utilicen factores de 
diseño  superiores a 0.72. Este programa debe ser estructurado para eliminar o detectar defectos y factores 
que afectan la calidad de la tubería.  
2.3.2  Un programa de inspección de fábrica en un programa de gestión de calidad debe i ncluir:  
a)    Una prueba de ultrasonido de los extremos y al menos 35% de la superficie de la placa / bobina o  tubo para 
identificar las imperfecciones que afecten el buen funcionamiento de la tubería, tales como  laminaciones, grietas 
e inserciones. Al men os 95% del tramo fabricado de tubería debe ser probado.  
       Para todas las tuberías diseñadas después del 22 de diciembre de 2008, la prueba debe realizarse  de acuerdo 
con la norma ASTM A578/A578M nivel B, o API 5L párrafo 7.8.o un método equivalente,  y, o bien  
b)    Un ensayo de ataque por macro u otro método equivalente para identificar adhesiones que pueden  formar la 
segregación central durante el proceso de colada continua. El uso de impresiones de azufre  no es un método 
equivalente. La prueba se lle vará a cabo en el primer o segundo bloque de cada  secuencia graduada con un 
criterio de aceptación de uno o dos en la escala de Mannesmann o  equivalente; o  
c)    Un programa de monitoreo de garantía de calidad implementado por el operador, que incluya  auditorías de: (a) 
todas las instalaciones de producción de acero y de fundición, (b) los planes de  control de calidad y las 
especificaciones del procedimiento de fabricación, (c) mantenimiento de los  equipos y de los registros de la 
conformidad, (d) del recal entamiento de fundición aplicable y  velocidades, y (e) los registros de monitoreo de 
segregación central para asegurar la mitigación de la  segregación central durante el proceso de colada continua.  
2.3.3  Debe existir un programa de garantía de calidad para las soldaduras de costura en la tubería, 
para garantizar la resistencia a la tracción indicada en la Especificación API 5L para los grados apropiados.  
2.3.4  Debe haber un ensayo de dureza, usando el méto do de ensayo Vickers (HV10) dureza o 
método  equivalente de prueba, para asegurar una dureza máxima de 280 Vickers de los siguientes:  
a)    Una sección transversal de la costura de soldadura de un tubo de cada serie, más un tubo de cada  línea de 
soldadura p or día.  
b)    Para cada sección transversal de la muestra, un mínimo de 13 lecturas (tres para cada zona afectada  por el 
calor, tres en el metal depositado, y dos en cada sección de metales comunes de la tubería).  
c)    Todas las costuras deberán someterse  a ensayo por ultrasonidos después de la expansión en frío y  el molino 
de la prueba hidrostática.  
2.4 Recubrimiento  
2.4.1  La tubería debe estar protegida contra la corrosión externa mediante un revestimiento que evite 
el apantallamiento. El recubrimiento d e la tubería utilizada para ser instalada en zanja debe resistir rasguños 
y otros daños posibles durante la instalación.  
2.4.2  Se debe efectuar una inspección de garantía de calidad e implementar un programa de pruebas 
para asegurar la calidad del revestim iento de la superficie de la tubería al descubierto, la limpieza de la 
superficie  de los cloruros, la limpieza por chorro, el control de temperatura de aplicación, la adhesión del 
recubrimiento,  el desprendimiento catódico, la infiltración de humedad, la f lexión, el espesor del recubrimiento, 
la detección  de vacaciones, y la reparación del recubrimiento.  2.5 Prueba Hidrostática  
2.5.1  Toda la tubería a ser utilizada en un nuevo segmento del ducto debe ser probada hidrostáticamente  en 
fábrica a una presión de  prueba que corresponde a una tensión circunferencial de 95% de la RMC por 
10 segundos.  
La presión de prueba puede incluir una combinación de presión de prueba interna y la provisión 
para tensiones de final de carga impuestas por el equipo de prueba hidros tática en la fábrica de tubos según 
lo permitido por la especificación API 5L, Apéndice K.  
2.5.2  Ductos en funcionamiento antes del 22 de diciembre de 2008, deben haber sido 
probados  hidrostáticamente en fábrica, a una presión de prueba que corresponda a u na tensión circunferencial 
del 90%  de la RMC por 10 segundos.  
2.6 Equipos, Componentes y Accesorios  
2.6.1  Se debe contar con los registros de certificación de bridas, de curvas inducidas en fábrica, así como  de 
soldaduras de codos en fábrica. La certificación debe especificar las propiedades del material, como sería  su 
química, la resistencia mínima a la elasticidad y el espesor de pared mínimo requerido para cumplir con 
las condiciones de diseño.  
2.6.2  Si los  equivalentes de carbono de las bridas, curvas y codos, son mayores que 0.42% en peso, 
los procedimientos calificados de soldadura deben incluir un proceso de precalentamiento.  
2.6.3  Las válvulas, bridas y demás accesorios deben estar clasificados, con bas e en la categoría,  calificación 
o especificación requerida para una MPOP específica, correspondiente a un factor de diseño  superior a 0.72.  
2.7 Estaciones de Compresión  
2.7.1  Una estación de compresión debe estar diseñada para la temperatura límite de 49º C del 
segmento  más cercano aguas abajo, que opera a la MPOP específica correspondiente a un factor de diseño 
superior a  0.72; o a la temperatura más alta permitida en el párrafo (h) (2) de esta sección.  
2.7.2  Si se investiga, y se demuestra que mediante pr uebas y monitoreo de campo, el tipo de  recubrimiento 
aplicado en la tubería en operación, puede soportar a largo plazo una temperatura más alta, la  estación de 
compresión puede ser diseñada para una temperatura límite superior en las tuberías aguas abajo.  
Los resultados de las pruebas y criterios de aceptación con respecto a la adherencia del recubrimiento, 
el desprendimiento catódico, y el estado del recubrimiento se deben incluir en las evaluaciones que realicen 
las Unidades de Verificación.  
2.7.3  Los duc tos que operan a una MPOP específica correspondiente a un factor de diseño superior a  0.72, 
pueden funcionar a temperaturas superiores a 49º C si el operador implementa un programa de  monitoreo de 
la integridad de recubrimiento a largo plazo.  
El programa d e monitoreo debe incluir pruebas usando gradiente de potencial (Voltaje) de corriente 
directa  (VCD), Voltaje de corriente alterna (VCA), o un método equivalente de integridad del recubrimiento. 
El operador deberá establecer la periodicidad en la que se lle ven a cabo estas evaluaciones y los criterios 
para la reparación de las indicaciones señaladas.  
  
El operador deberá presentar su programa de monitoreo de la integridad de recubrimiento a largo plazo a  la 
Comisión para su aprobación, previo a la entrada en  operación a temperaturas superiores a los 49º C.  
3. Construcción  
3.1 Garantía de calidad.  
3.1.1  La construcción del segmento del ducto debe realizarse bajo un plan de garantía de la calidad 
con respecto a la inspección de tuberías, traslado, colocación, alineamiento, curveado en campo, 
soldadura,  exámenes no destructivos de soldaduras circunferenciales, aplicación y pruebas en campo de 
los recubrimientos aplicados, descenso de la tubería en la za nja, la prueba hidrostática, y el relleno de la zanja.  
3.1.2  El plan de garantía de la calidad de la aplicación y prueba en campo de recubrimientos aplicados a  las 
soldaduras, debe ser:  
a)    Equivalente al requerido en el sistema de administración de la integridad.  
b)    Realizado por personal calificado en la aplicación eficaz del recubrimiento.  
4. Operación y Mantenimiento  4.1 Identificación y evaluación de escenarios de eventos adversos.  Desarrollar una matriz de  amenazas 
consistente en lo siguiente:  
a)    Determinar y comparar el aumento del riesgo de operar el Ducto con un aumento en el nivel de  esfuerzos con 
respecto a la operación normal del sistema.  
b)    Describir y aplicar procedimien tos utilizados para mitigar el riesgo.  
4.2 Notificaciones al público  
4.2.1  Volver a calcular el potencial impacto del riesgo para reflejar el uso de la MPOP y las condiciones 
de operación de ductos.  
4.2.2  En la ejecución del programa de educación al públic o, se debe realizar lo siguiente:  
a)    Incluir a las personas que ocupan una propiedad ubicada dentro de un área de 200 metros con  respecto a la 
línea central del Ducto y el potencial impacto del riesgo dentro del público objetivo.  
b)    Incluir informaci ón sobre las actividades de gestión de integridad realizadas bajo esta sección dentro  de la 
información que se difunda al público.  
4.3 Respuesta a emergencias en una zona definida como de alta consecuencia  
4.3.1  Asegurarse de que la identificación de áreas  de alta consecuencia refleja el mayor potencial círculo  de 
impacto.  
4.3.2  Si el tiempo de respuesta del personal operativo en la línea principal y válvulas de seccionamiento 
a cada lado de la zona de alta consecuencia, supera una hora (en condiciones norm ales de conducción y 
los límites de velocidad) calculado a partir del momento en que un evento se identifique en el Cuarto de 
control;  se deberá instalar un sistema de control remoto para la operación de válvulas a través del sistema 
SCADA, u  otro sistema de detección de fugas, o un método alternativo de control.  
4.3.3  El control remoto de la válvula debe incluir la capacidad para cerrar y controlar la posición de la  válvula 
(abierta o cerrada), así como monitorear la presión corriente arriba y corriente debajo de la válvula.  
  
4.3.4.  El sistema de control para válvulas de seccionamiento o corte, puede usar la presión diferencial 
de línea, la tasa de caída de presión u  otro método aceptado ampliamente, como alternativa del sistema 
de control.  
4.4 Evaluación inicial de la integridad, conformación de base de datos de evaluación de la integridad.  
4.4.1  Salvo lo dispuesto en 4.4.3, para un nuevo segmento de tubería que func iona a una presión máxima  de 
operación permisible con factores de diseño superiores a 0.72, se deberá realizar una inspección interna  de 
referencia de todo el segmento del ducto, de la siguiente forma:  
a)    Evaluar el ducto, utilizando una herramienta de geometría, después de la prueba hidrostática inicial y  en un plazo 
de seis meses después de la colocación del nuevo segmento del ducto en servicio.  
b)    Evaluar el ducto, utilizando una herramienta de flujo magnético de alta resolución dentro de los tres  años 
posteriores a la instalación del nuevo segmento de tubería en servicio en la máxima presión de  trabajo 
permisible alternativa.  
4.4.2  Salvo lo dispuesto en 4.4.3, para un segmento de ducto existente, se debe realizar una 
inspección  interna con una herr amienta de geometría y una herramienta de flujo magnético de alta resolución, 
dentro de  los dos años posteriores al incremento de una MPOP con factor de diseño superior a 0.72 conforme 
a lo establecido en esta Norma.  
4.4.3  En cabezales, válvulas principales, by -pass, tubería a Estaciones de Compresión, tubería para  equipo 
de medición, u otro segmento de tubería que operen con una MPOP con F.D. superior a 0.72, y que no  puedan 
acomodar una herramienta de geometría y una herra mienta de flujo magnético de alta resolución para  su 
inspección interna, se deberá utilizar la inspección directa de espesores y/o prueba de presión para evaluar  esa 
porción.  
4.5 Evaluaciones periódicas de la integridad  
4.5.1  Se deberá determinar la frecue ncia de las evaluaciones de integridad posteriores a la evaluación  inicial, 
manteniendo los resultados en una base de datos, dentro del sistema de administración de la  integridad.  
4.5.2  Se deberá llevar a cabo inspecciones internas conforme a la frecuencia  determinada en 4.5.1,  usando 
una herramienta de flujo magnético de alta resolución, manteniendo los resultados auditables en una  base de 
datos de la evaluación de la integridad.  4.5.3  Se deberá llevar a cabo inspecciones internas conforme a la frecuencia determinada en 4.5.1, en 
los casos previstos en la condición 4.4.3, manteniendo los resultados auditables en una base de datos de 
la evaluación de la integridad.  
4.6 Atención a indicaci ones de anomalías y reparaciones.  
4.6.1  En el caso de que en los resultados de las evaluaciones de la integridad, se tengan indicaciones 
de anomalías o desviaciones a las especificaciones del sistema de transporte establecidas en esta norma, 
se deberá real izar lo siguiente:  
a)    Determinar la resistencia remanente del sistema de transporte, tramo del ducto o componente,  utilizando el 
cálculo más conservador para la resistencia restante o un cálculo alternativo validado  con base en el diámetro 
de la tubería , espesor de pared, el grado de fabricación, la presión de  operación, el nivel de esfuerzos operativos 
y temperatura de servicio.  
b)    Se deberá tomar en cuenta las tolerancias de los equipos o herramientas que implementados para  las 
inspecciones internas  o directas.  
4.6.2  Reparar las anomalías o defectos cuando el defecto sea una fuga, abolladura, imperfección o 
daño  descubierto durante la evaluación de la integridad, conforme a lo establecido en la sección C. 
Reparaciones,  de esta Norma.  
4.6.3  Sin menos cabo de lo anterior, la atención de los resultados indicados en 4.4 y 4.5, deberá atenerse  a 
lo establecido en el sistema de administración de la integridad, efectuando un estudio de riesgo específico y  un 
programa de atención de las recomendaciones especí ficas obtenidas en dicho estudio.  
APÉNDICE IV  
ODORIZACIÓN DEL GAS  
ÍNDICE  
1.     Introducción  
2.     Definiciones  
3.     Odorizantes  
4.     Tipo y cantidad de odorizante a utilizar  
5.     Sistemas de odorización  
6.     Control del proceso de odorización  
7.     Medidas generales de seguridad para el manejo de los odorizantes  
1. Introducción  
La concentración de odorizante en el gas debe ser tal que el gas sea detectado por olfato cuando 
su concentración en la mezcla con aire sea de 1% en volumen, esto es la  quinta parte del Límite Inferior 
de Inflamabilidad (LII).  
2. Definiciones  
Para efectos de aplicación de este Apéndice se establecen las definiciones siguientes:  
2.1 Límite inferior de inflamabilidad (LII):  Valor inferior de la concentración de gas disperso en el 
aire, debajo del cual no se presenta una mezcla inflamable, de acuerdo con la disposición 3  "detección de 
fugas",  del Apéndice II de esta Norma.  
2.2 Límite superior de inflamabilidad (LSI):  Valor sup erior de la concentración de gas disperso en el  aire, 
arriba del cual no se presenta una mezcla inflamable, de acuerdo con la disposición 3  "detección de  fugas"  del 
Apéndice II de esta Norma.  
2.3 Mercaptanos:  Compuestos orgánicos sulfurados de olor caracte rístico desagradable, tóxico e 
irritante  en altas concentraciones; también conocidos como Tioles.  
2.4 Odorización:  Proceso mediante el cual se le aplica un odorizante a una sustancia inodora.  
2.5 Odorizante:  Sustancia química compuesta por mercaptanos que se añade a gases 
esencialmente  inodoros para advertir su presencia.  
2.6 Presión de vapor:  Presión característica a una determinada temperatura del vapor de una sustancia  en 
equilibrio con su fase líquida.  
3. Odorizantes  El odorizante debe cumplir, como mín imo, con los requisitos siguientes:  
a) Contar con un grado de pureza que permita alcanzar el nivel de odorización mínimo establecido en 
el capítulo número 4 de este Apéndice;  
b) Ser compatible con los materiales de fabricación del equipo utilizado para la odorización del gas;  
c) Ser estable física y químicamente para asegurar su presencia como vapor dentro de la corriente de gas;  
d) No ser tóxico ni nocivo para las personas y equipos en la concentración requerida en el capítulo número  4 
de este Apéndice;  
e) Ser de fácil combustión dentro del rango recomendado por el fabricante;  
f) Contar con un grado de penetrabilidad que permita detectar las fugas de gas de una tubería enterrada  
por medio de la mancha que deja en el suelo y así prevenir a la población en el  área circundante del peligro;  
g) Tener una solubilidad en agua menor a 2.5% (dos punto cinco por ciento) en masa;  
h) Contar con un olor que proporcione al gas el aroma característico y persistente;  
i) Ser manejable para facilitar su adición al gas, y  
j) Los productos de la combustión del odorizante no deben ser corrosivos a los materiales expuestos ni 
ser nocivos para la salud de la población.  
4. Tipo y cantidad de odorizante a utilizar  
El gas debe ser odorizado a una concentración tal que permita ser dete ctado por el olfato cuando 
las concentraciones alcancen una quinta parte del límite inferior de explosividad, o cuando la proporción de 
gas en aire sea de 1% (uno por ciento).  
5. Sistemas de odorización  
5.1 El equipo de odorización seleccionado debe dosifi car el odorizante dentro de los rangos de  concentración 
recomendados por el fabricante.  
5.2 Los equipos de odorización deben cumplir con lo siguiente:  
a) La cantidad de odorizante dosificado debe ser proporcional al volumen de gas, independientemente de  las 
condiciones de presión y temperatura, tanto del ambiente como del gas;  
b) Los materiales deben ser resistentes a la corrosión química y atmosférica, y  
c) El equipo debe tener la capacidad para manejar un amplio rango de flujos.  
5.3 La selección del equipo debe hacerse de acuerdo con el volumen de gas a odorizar.  
6. Control del proceso de odorización  
6.1 El olor del gas debe monitorearse en puntos determinados del sistema de transporte para verificar que  la 
concentración del odorizant e sea estable y se perciba cuando la proporción de gas en aire sea del 1%  (uno por 
ciento) o una quinta parte del LII.  
6.2 El control del proceso de odorización puede efectuarse en forma indirecta por el consumo de  odorizante, 
o de forma directa mediante e l análisis del contenido de odorizante en el gas. Si el gas a odorizar  tiene 
contenidos variables de odorizante debe recurrirse al control directo.  
En ambos métodos de control se deben tomar muestras del gas, en puntos diferentes del sistema 
de transporte.  
7. Medidas generales de seguridad para el manejo de los odorizantes  
7.1 Medidas de seguridad.  
a) Para prevenir la combustión accidental de los vapores del odorizante se debe utilizar herramienta a  prueba 
de chispa cuando se trabaje en equipos de odorizaci ón, y los trabajadores que laboren en el área no  deben 
utilizar botas de seguridad con casquillo metálico expuesto, y  
b) El tanque de almacenamiento, equipo de odorización y sus tuberías deben ser fabricados con  materiales 
resistentes a los componentes de los odorizantes para evitar la corrosión, ejemplo: tuberías de  acero al carbón 
sin costura para las líneas de transporte del odorizante. Los accesorios soldados y las  conexiones bridadas se 
recomiendan para tuberías de diámetros mayores a 25.4 mm.  
7.2 Derrames. Cuando se detecte un derrame de odorizante, éste debe neutralizarse mediante la  aplicación 
de una sustancia química, por ejemplo, mediante la adición de una solución acuosa de hipoclorito  de sodio. 
Asimismo, debe utilizarse un agente evanescente para  enmascarar el olor y tierra, arena fina o  aserrín para 
absorber dicho odorizante o el producto que recomiende el fabricante.  
La eliminación del odorizante puede efectuarse por oxidación o por absorción, mediante compuestos 
como  lejía, agua oxigenada y per manganato de potasio.  No deben verterse los oxidantes en altas concentraciones sobre el odorizante derramado ya que la  reacción 
sería violenta y podría causar accidentes.  
7.3 Almacenamiento. Los tambores del odorizante deben estar almacenados en lugares cu biertos, secos  y 
bien ventilados.  
No deben exponerse a los rayos solares.  
  
Los tambores se deben enfriar antes de ser abiertos para no provocar una fuga de odorizante en fase  vapor, 
ya que la presión de vapor aumenta rápidamente con el incremento de la te mperatura (ver cuadro  siguiente):  
Temperatura  Presión de vapor del odorizante  
293 K  2.05 kPa  
353 K  27.38 kPa  
  
7.4 Seguridad del personal. El personal que ejecute operaciones de odorización debe usar 
prendas  apropiadas que resistan el posible contacto con el odorizante, las cuales deben lavarse después  de 
su utilización.  
El equipo mínimo de seguridad adecuado para el personal que está en contacto con el odorizante debe  ser 
el siguiente:  
a) Guantes, botas y delantal confeccionados con cloruro de polivinilo;  
b) Gafas protectoras de hule especial (recomendadas por el fabricante del producto), y  
c) Mascarilla con filtro de absorción para componentes orgánicos.  
Ante cualquier contacto del odoriza nte con la piel debe lavarse de inmediato el área afectada con agua.  
APÉNDICE V  
GUIA PARA LA ELABORACIÓN DEL PROGRAMA PARA LA PREVENCIÓN DE ACCIDENTES (PPA)  
ÍNDICE  
1.     Introducción  
2.     Objetivo  
3.     Disposiciones generales  
4.     Datos generales  
5.     Descripción del entorno del sistema de transporte  
6.     Materiales peligrosos y zonas potenciales de afectación  
7.     Eventos detectados en el estudio de riesgos  
8.     Identificación de las medidas preventivas para controlar, mitigar o eliminar las consecuencias y  reducir su 
probabilidad  
9.     Programa de actividades a realizar derivadas del estudio de riesgo del sistema de transporte  
10.   Plan de respuesta a emergencias nivel interno  
11.   Plan de respuesta a emergencias nivel externo  
12.   Directorio de la estructura funcional para la respuesta a emergencias  
13.   Cumplimiento de la normatividad en materia de seguridad, prevención y atención de emergencias,  emitidas por 
las dependencias del gobierno federal  
14.   Comunicación de riesgos  
15.   Seguimiento, actualización y notificaciones  
1. Introducción  
Los Programas para la Prevención de Accidentes (PPA) actúan como una herramienta de soporte 
muy valiosa para hacer frente a situaciones de emergencia, relacionadas con la actividad de transporte de 
Gas.  Por lo anterior, este Apéndice constituye una guía para elaborar y mantener la efectividad del PPA, el cual 
a través de una aproximación sistemática hacia el  reconocimiento y reducción de los riesgos, ayudará a salvaguardar la seguridad de la población, sus propiedades y bienes, así como la integridad de los 
propios  sistemas de transporte. Un PPA es un documento técnico administrativo que debe estar soportado en 
los riesgos identificados y características del entorno particulares del Sistema de transporte de que se trate.  
2. Objetivo  
El presente Apéndice proporciona una guía para la elaboración del PPA e indica el contenido mínimo 
del mismo y los lineamientos a  seguir para mantener su efectividad. El contenido del PPA debe desarrollarse 
con la suficiente profundidad técnica de acuerdo a las características específicas del Sistema de transporte, 
su ubicación, y a los recursos técnicos y materiales disponibles.  
3. Disposiciones generales  
3.1. Todos los Sistemas de transporte  a los que les aplica esta Norma Oficial Mexicana,  deben contar con  un 
PPA.  
3.2. Los PPA deben ser realizados y actualizarse con información verídica.  
3.3. El contenido marcado en este Apéndice es el mínimo necesario para la elaboración del PPA y no  debe 
considerarse como limitativo o exclusivo.  
3.4. La Comisión evaluará el PPA, y en su caso, solicitará la corrección, adecuación o ampliación de 
los puntos mín imos.  
3.5. El PPA debe actualizarse de acuerdo a lo siguiente:  
a)    Al año, en caso de haber realizado una modificación o ampliación al Sistema de transporte.  
b)    En cada modificación o reducción de los recursos humanos y/o materiales directamente invol ucrados  en el PPA.  
c)    Al año, en caso de cambio de la clase de localización del sistema de transporte.  
d)    Al menos cada cinco años, mediante una auditoría interna de autoevaluación de los puntos que  integran el PPA, 
en caso, de no aplicar ninguno de los 3 incisos anteriores.  
3.5.1.  En caso de que las modificaciones, ampliaciones o reducciones a que hacen referencia los 
incisos  anteriores, sean mínimas y a juicio de Permisionario o Transportista no amerite una actualización del 
PPA,  deberá registrar la justificación respectiva dentro del mismo, en una sección reservada para tal fin, la cual 
se sugiere sea denominada como  "Registro de cambios o actualizaciones"  y deberá notificar de manera precisa 
a la Comisión los cambios efectuados y  la justificación correspondiente.  
3.6. Para el caso en que un Permisionario o Transportista cuente previamente con un PPA para 
sus instalaciones industriales, éste debe contemplar en su totalidad las disposiciones del presente 
Apéndice,  aplicables al sist ema de transporte, para ello debe:  
a)    Actualizar o ampliar el PPA de sus instalaciones industriales para integrarle, lo referente al sistema  de transporte, 
de acuerdo a este Apéndice, o  
b)    Generar un PPA exclusivo para el sistema de transporte, de ac uerdo a este Apéndice.  
3.7. El responsable  del PPA es en todo momento el Permisionario o transportista. El personal de 
las empresas operadoras de los sistemas de transporte, debe estar involucrado dentro del PPA.  
4. Datos generales  
4.1. Nombre, denominació n o razón social del Permisionario o Transportista.  
4.2. Domicilio y teléfono(s) del Permisionario o Transportista.  
4.3. Domicilio para oír y recibir notificaciones y nombre de la persona o personas autorizadas para  recibirlas, 
y en su caso, el correo elec trónico que designe para tal fin.  
4.4. Nombre del representante legal, cargo y número(s) telefónico.   
  
4.5. Responsable de la información contenida en el PPA. Nombre y puesto o cargo dentro de la empresa 
u organización y número telefónico.  
4.6. Localizaci ón de la instalación: indicar la ubicación en coordenadas geográficas, anexando 
plano(s)  georreferenciado(s) donde se incluya la totalidad del sistema de transporte.  
5. Descripción del entorno del sistema de transporte  5.1. Descripción de las característic as físicas del entorno del Sistema de transporte. En este apartado 
se deberá señalar el uso de suelo dentro del área unitaria del Sistema de transporte, señalando la existencia 
y ubicación precisa de cuerpos de agua, zonas naturales protegidas, asentamientos humanos 
(viviendas  aisladas, poblaciones, ciudades, entre otras), características climáticas de la zona con base en 
el comportamiento histórico de los últimos diez años (temper aturas medias, humedad promedio, dirección 
de vientos dominantes, velocidad promedio de vientos). Indicando así mismo, si el sistema de transporte 
se localiza en una zona sísmica (indicar clasificación) o en una zona de huracanes. La información antes 
desc ritadeberá estar incluida en un plano legible a escala no mayor a 1:20,000, con escala gráfica y norte 
indicado.  
5.1.1.  La información señalada en el numeral anterior debe ser sustentada y referenciada en 
fuentes  confiables y actualizadas, debiéndose señal ar dicha referencia.  
5.2. Descripción de las características socio -económicas. Describir el tipo de construcciones ubicadas  dentro 
del área unitaria del sistema de transporte, la densidad de población y nivel socioeconómico.  
5.3. Infraestructura y servicios de apoyo. Hacer una relación de la infraestructura y servicios con la 
que cuenta el municipio o localidad, para la atención de emergencias (bomberos, hospitales, clínicas, 
albergues,  servicios de emergencia, etc.).  
5.4. Zonas vu lnerables. Identificar y relacionar aquellas zonas vulnerables (escuelas, centros 
comerciales,  iglesias, unidades habitacionales, parques recreativos, teatros, cines, mercados, etc.), localizadas 
en torno al  sistema de transporte y que derivado del estudio  de riesgos del sistema de transporte, se encuentren 
en la  zona de afectación. La información descrita en este numeral deberá ser señalada en el plano a que 
hace  referencia el numeral 5.1 anterior.  
6. Materiales peligrosos y zonas potenciales de afectación  
6.1. Adjuntar la hoja de datos de seguridad del tipo de Gas según corresponda.  
6.2. Extraer en una tabla los siguientes datos: Núm. CAS, peso molecular, límite inferior y superior 
de inflamabilidad. Anexar a estos datos  la cantidad de gas o líquido en mas a, empacada o contenida en el 
ducto  entre el par de válvulas de seccionamiento consecutivas más alejadas entre sí, calculada a las 
condiciones de  operación del ducto, anexando memoria de cálculo.  
6.3. Adjuntar las hojas de datos de seguridad de otras susta ncias peligrosas (conforme a los 
listados  publicados en el DOF, el 28 de marzo de 1990 y el 4 de mayo de 1992) que se encuentren a menos de 
200 metros del sistema de transporte.  
6.4. El plano a que hace referencia el numeral 5.1 anterior, deberá indicar lo s sitios de almacenamiento 
o ductos de transporte de otras sustancias peligrosas a que hace referencia el numeral 6.3, así como a 
cantidad  de almacenamiento y el diámetro de los ductos, según corresponda.  
6.5. Las hojas de datos de seguridad del  Gas y  de otras sustancias peligrosas que hayan sido  identificadas, 
deben estar claramente señaladas en el PPA, y darlas a conocer al personal directamente  involucrado en la 
operación, mantenimiento y atención de emergencias del sistema de transporte, así como a  todas aquellas 
instituciones u organizaciones que hayan sido consideradas como posibles apoyos en caso de  una 
contingencia.  
7. Eventos detectados en el estudio de riesgos  
  
7.1. Tomando como base la evaluación y jerarquización de los riesgos identificados en el estudio de  riesgos, 
desarrollado para el Sistema de transporte, se deben indicar en un plano los radios potenciales de  afectación 
de cada uno de los eventos probables encontrados en la simulación, para los 2 riesgos  jerarquizados como más 
altos, haci endo referencia en el plano a un Anexo, el cual debe incluir la sustancia  involucrada, características 
de la misma y todas las consideraciones bajo las que se simularon las  consecuencias.  
7.2. El plano debe señalar las áreas de mayor afectación y su escala  no deberá ser mayor a 1:10,000. 
El plano deberá contar con escala gráfica y norte indicado.  
8. Identificación de las medidas preventivas para controlar, mitigar o eliminar las consecuencias 
y reducir su probabilidad  
8.1. Describir los equipos, dispositivo s o sistemas de seguridad, existentes para disminuir la probabilidad  de 
ocurrencia de los eventos identificados en el estudio de riesgos.  
8.2. Indicar las medidas preventivas establecidas, enfocadas a eliminar o disminuir la frecuencia 
y/o severidad de los  eventos identificados en el estudio de riesgos. En esta sección se debe de incluir 
los programas de mantenimiento e inspección, programas de capacitación y adiestramiento, programas de simulacros, etc. La documentación que se incluya en esta sección debe tener las firmas de los 
responsables  de su ejecución.  
8.2.1.  El programa de mantenimiento, debe identificar claramente las actividades preventivas para reducir  la 
probabilidad de falla de los componentes del sistema de transporte y la frecuencia de tales a ctividades.  
8.2.2.  El programa de capacitación, deberá enfatizar los cursos o adiestramiento específico que se  considere 
contribuirán a minimizar los riesgos identificados en el estudio de riesgos, asimismo se debe  señalar el nombre 
del tema a impartir, lo s puestos de trabajo que asistirán y fecha de programación.  
8.2.3.  Los programas de simulacros deben identificar el tipo de simulacro (sismo, fuga de gas, incendio 
y explosión), fecha programada y área o sitio donde se realizará el simulacro.  
9. Programa d e actividades a realizar derivadas del estudio de riesgos del sistema de transporte  
9.1. Se debe elaborar un programa de actividades jerarquizadas que tenga como objetivo reducir los  riesgos 
identificados del Sistema de transporte. El programa debe elaborarse de acuerdo a la estructura  siguiente y 
especificar el tipo de recomendación (preventiva, correctiva y de mejora, entre otras), y las  acciones requeridas 
identificadas en el estudi o de riesgos:  
Programa de actividades  
Actividades a desarrollar, derivadas de las recomendaciones del estudio de riesgos  
Núm.  Descripción de la  
actividad  Tipo de 
recomendación  Fecha de inicio  Fecha de  
terminación  Responsable de  
ejecución  
            
            
  
10. Plan de respuesta a emergencias nivel interno  
10.1.  Este plan de respuesta se refiere  para el caso de aquellas instalaciones del Sistema de transporte  que 
se encuentren dentro de la propiedad de un usuario final.  
10.2.  Se deben relacionar todos los procedimientos específicos establecidos para la atención 
de emergencias al Sistema de transporte y para los diferentes eventos identificados en el estudio de 
riesgos,  tales como fugas de gas, incendios y explosiones, tomando e n consideración las características físicas 
y químicas de los materiales involucrados. Asimismo, se deben relacionar los equipos y servicios con que  cuenta 
la instalación para la atención de emergencias, señalando en un plano a escala 1:5,000 (o a una  esca la legible) 
su localización.  
10.3.  Se deben relacionar los procedimientos establecidos para la notificación a autoridades 
competentes,  sobre aquellos eventos determinados en el estudio de riesgos, tales como: dar aviso de un 
incidente, solicitar  ayuda, not ificar sobre un evento"fuera de control", etc.  
11. Plan de respuesta a emergencias nivel externo  
11.1.  De manera adicional a lo señalado en los numerales 12.1 a 12.3 de este Apéndice, se deben  describir 
entre otros, los siguientes procedimientos específico s, para el caso, de que el nivel de afectación por  ocurrencia 
de eventos identificados en el estudio de riesgo (fugas de gas, incendios y explosiones), rebase los  límites de 
la Franja de Seguridad del Sistema de transporte.  
I.     Plan de respuesta a emergencia externa que describa de forma clara la manera de actuación del  personal en 
caso de emergencia, señalando la jerarquía del personal para toma de decisiones,  
II.     Procedimientos detallados de comunicación de la emergencia,  
III.    Activación del plan de respuesta a emergencia externa,  
IV.   Procedimiento para alertar a la comunidad,  
V.    Procedimiento de evacuación,  
VI.   Procedimiento de solicitud de ayuda externa,  
VII.   Declaración del fin de la emergencia, entre otros,  
VIII.  Procedimiento de evaluación de los posibles impactos,  
IX.   Procedimiento de retorno de la población evacuada.  11.2.  Relacionar los equipos y servicios de apoyo con que se cuenta para la atención de emergencia  externa, 
señalando las características p rincipales de cada uno de ellos, asimismo señalar en un plano a  escala 1:5,000 
(o a una escala legible) el sistema de transporte completo.  
11.3.  Señalar en un plano a escala adecuada, las principales vialidades o accesos identificados como  viables 
para ser  utilizadas como rutas de evacuación o rutas para recibir apoyo externo. La información  contenida en 
el plano antes señalado, debe estar sustentada por el estudio correspondiente.  
12. Directorio de la estructura funcional para la respuesta a emergencias  
12.1. Se debe proporcionar la estructura con la que cuenta el Permisionario o Transportista, para 
la respuesta, las 24 horas del día, a emergencias del Sistema de transporte y registrar los datos del 
personal  responsable (nombre, teléfono de oficina con exte nsión y teléfono móvil) para atender las emergencias 
del Sistema de transporte.  
12.2.  Se debe listar aquellas empresas, organismos, instituciones, dependencias o servicios públicos 
que pudiesen proporcionar ayuda en caso de emergencia, tales como: comités locales de ayuda mutua, 
comités  locales de protección civil, dirección de seguridad pública estatal y municipal, policía federal de 
caminos,  servicios coordinados de salud, cuerpo de bomberos municipales, partidas militares y empresas 
privadas,  debiendo se ñalar funciones, ubicación y tiempo estimado de arribo a la instalación.  
12.3.  Se debe describir el plan de respuesta a emergencias de forma clara y la manera de actuación 
del personal en caso de emergencia, señalando la jerarquía del personal para toma de  decisiones 
y procedimientos relacionados como son: los procedimientos detallados de comunicación de la 
emergencia,  activación del plan de respuesta a emergencia, solicitud de ayuda externa y declaración del fin de 
la emergencia, entre otros.  
  
13. Cumplim iento de la normatividad en materia de seguridad, prevención y atención 
de emergencias, emitidas por las dependencias del gobierno federal  
13.1.  Se debe señalar en forma breve el cumplimiento de aquellos artículos normativos que tengan  relación 
con la administración de riesgos, prevención de accidentes y atención de emergencias, de acuerdo a  las 
atribuciones de cada una de las secretarías de estado.  
14. Comunicación de riesgos  
14.1.  Se deben describir las estrategias utilizadas para la difusión de aquellos procedimientos con los 
que cuenta el Permisionario o transportista para comunicar a la población potencialmente afectada, a 
las autoridades locales y a los integrantes de los comité s de ayuda mutua, los riesgos inherentes al Sistema 
de transporte y las afectaciones a que está expuesta la población aledaña, así como las medidas de 
seguridad  instrumentadas para el control de los riesgos.  
14.2.  Se deben presentar los procedimientos con que cuenta el Sistema de transporte para la 
planeación,  programación y el desarrollo de simulacros que involucren a la población aledaña y organismos 
municipales,  estatales o federales.  
14.3.  Se debe incluir el programa de simulacros para la prevención de accidentes, y actualizar 
anualmente  dicho programa, variando los sitios de realización de simulacros a lo largo del Sistema de transporte, 
dando  preferencia a las zonas con mayor población aledaña, a los puntos más vulnerables de acuerdo a 
los resultados d el estudio de riesgos y a las zonas con mayores consecuencias.  
15. Seguimiento, actualización y notificaciones  
15.1.  Los procedimientos y directrices contenidas en el presente programa para la prevención de  accidentes 
deben constituir las disposiciones más  detalladas, efectivas y actualizadas para la prevención y  mitigación de 
los efectos adversos causados por accidentes en los sistemas de transporte.  
15.2.  Cuando en un sistema de transporte ocurran accidentes, sea cual fuere la causa, deberán 
emplearse  los procedimientos contenidos en el presente programa para la prevención de accidentes, evaluar 
la efectividad de este programa y, en su caso, implementar las mejoras correspondientes, una vez pasada 
la contingencia. Asimismo, cualquier incidente o accidente debe ser notificado a la Comisión, a través de 
las disposiciones existentes señaladas para tal efecto.  
15.3.  La evaluación de la efectividad del presente programa para la prevención de accidentes y mejoras 
al mismo, a que hace referencia el numeral anterio r, deben realizarse de manera anual después de 
cada  simulacro, en base a los resultados de los mismos y tomando en cuenta el desempeño del 
personal  involucrado en el plan de respuesta a emergencias, de los sistemas de comunicación y disponibilidad 
de recur sos. 15.4.  El programa para la prevención de accidentes debe ser difundido entre el personal involucrado en 
los procedimientos contenidos dentro del mismo y entre el personal a cargo de la operación, mantenimiento 
y atención de emergencias del sistema de transporte.  
15.6.  Si como resultado de la visita de verificación se ordena la implementación de medidas de 
seguridad,  correctivas o de urgente aplicación, la persona verificada deberá notificar a la Comisión el 
cumpli miento de  ellas en un plazo máximo de 5 días contado a partir de la fecha de vencimiento del plazo 
concedido por  aquélla para su realización.  
APÉNDICE VI  
PROCEDIMIENTO PARA LA EVALUACIÓN DE LA CONFORMIDAD  
ÍNDICE  
1.     Objetivo y alcance  
  
2.     Refere ncias  
3.     Definiciones  
4.     Disposiciones generales  
5.     Sistema de transporte de Gas  
6.     Control de la corrosión externa en tuberías de acero enterradas y/o sumergidas  
7.     Monitoreo, detección y clasificación de fugas de Gas.  
1. Objetivo y al cance  
El presente Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad (PEC ) tiene por objetivo y 
alcance  establecer la metodología para determinar el grado de cumplimiento de los Sistemas de Transporte 
respecto a  esta Norma Oficial Mexicana NOM -007-SECRE -2013, Transporte de gas natural, etano, biogás y 
gas asociado al carbón mineral (la Norma). Este procedimiento comprende la revisión de información 
documental  y la verificación en campo de las partes y actividades del sistema de transporte de gas siguientes:  
  Sistema de transporte de Gas;  
  Control de la corrosión externa en tuberías de acero enterradas y/o sumergidas, y  
  Monitoreo, detección y clasificación de fugas de Gas.  
2. Referencias  
Para la correcta aplicación de este PEC es necesario consultar, además de las referencias indicadas en 
el capítulo 3 de esta Norma, la Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su reglamento.  
3. Definiciones  
Para efectos del presente PEC se establecen , además de las definiciones incorporadas en el capítulo 4 
de esta Norma, las definiciones siguientes:  
3.1 Acta circunstanciada:  El documento expedido por la Comisión o la UV en cada una de las 
visitas  realizadas, en el cual se hace constar por lo menos: n ombre, denominación o razón social del 
transportista;  hora, día, mes y año, en que se inicie y en que concluya la diligencia; calle, número, población o 
colonia,  teléfono u otra forma de comunicación disponible, municipio o delegación, código postal y enti dad 
federativa  en que se encuentre ubicado el domicilio del transportista, número y fecha del oficio de comisión que 
la motivó; nombre y cargo de la persona con quien se entendió la diligencia; nombre y domicilio de las 
personas  que fungieron como testigos ; datos relativos a la actuación, y nombre y firma de quienes intervinieron 
en la diligencia;  
3.2 Autoridad competente:  La Secretaría de Energía a través de la Comisión Reguladora de 
Energía  (la Comisión);  
3.3 Dictamen:  El documento emitido por la Comisión  o por la UV en el cual se resume el resultado de 
la verificación que realiza al sistema de transporte para evaluar su conformidad con esta Norma.  
3.4 Evaluación de la conformidad:  La determinación del grado de cumplimiento con esta NOM;  
3.5 Evidencia obje tiva: La información que puede ser probada como verdadera, basada en 
hechos  obtenidos por medio de observación, medición, prueba u otros medios  3.6 Registro:  El documento que provee evidencia objetiva de las actividades ejecutadas y de los  resultados 
obten idos.  
3.7 Unidad de Verificación (UV):  La persona acreditada y aprobada conforme con la Ley y su 
reglamento  para la verificación de cumplimiento con esta Norma;  
  
3.9 Verificación:  La constatación ocular y comprobación mediante muestreo, medición, pruebas 
de laboratorio o examen de documentos que se realizan para evaluar la conformidad de las instalaciones 
o actividades con esta Norma en un momento determinado.  
4. Disposiciones gener ales 
4.1 En conformidad con el artículo 53 de la LFMN en los sistemas de transporte de gas a que se refiere  esta 
Norma se deben utilizar materiales, componentes y equipos que cumplan con las Normas Oficiales  Mexicanas 
y/o Normas Mexicanas aplicables.  
4.1.1  Los materiales, componentes y equipos utilizados en los sistemas de transporte de gas sujetos 
al cumplimiento indicado en el numeral anterior, deben contar con un Reporte de Pruebas de 
Materiales  obtenido de conformidad con la LFMN.  
4.1.2  En caso de no ex istir Norma Oficial Mexicana o Norma Mexicana aplicable al material, componente 
o equipo de que se trate, la UV debe requerir el registro de cumplimiento con normas internacionales y, en 
caso  de no existir éstas, dicho producto debe cumplir con las práctic as internacionalmente reconocidas. En 
el supuesto de no contar con las normas mencionadas, el material, componente o equipo debe cumplir con 
las normas del país de origen o a falta de éstas, con las especificaciones del fabricante.  
4.1.3  Los materiales, co mponentes y equipos que cumplan con las disposiciones establecidas en 
los numerales anteriores, se consideran aprobados para los efectos de esta Norma.  
4.2 La Comisión, el Permisionario o Trasportista pueden solicitar la evaluación de la conformidad con 
esta Norma cuando lo requieran para dar cumplimiento a las disposiciones legales o para otros fines de su 
propio  interés.  
4.3 La evaluación de la conformidad con esta Norma debe ser realizada por la Comisión o por una UV  
4.4 La prestación de los servicios de  verificación por una UV está sujeta a los rubros siguientes:  
a) La UV que seleccione el Permisionario o Trasportista no debe tener, durante el proceso de 
verificación,  relación comercial alguna ni ser empleado del Permisionario o Trasportista, para evitar  conflicto de 
intereses.  
b) Cuando la Comisión tenga conocimiento de conductas que afecten la imparcialidad y la confiabilidad en  la 
contratación de servicios de verificación, la Comisión, las UV y, de requerirse a juicio de la Comisión, los  clientes, 
conjuntamente definirán:  
  Las asignaciones de dichos servicios, en caso de que la demanda de servicios de verificación rebase  la capacidad 
de las unidades de verificación, y  
  La determinación de la rotación en la prestación de los servicios de verificación.  
4.5   Recibida la solicitud de verificación, la UV, de común acuerdo con el Permisionario o 
Trasportista,  establecerá los términos y condiciones de los trabajos de verificac ión, excepto cuando la 
verificación sea  requerida por la Comisión.  
a) Particularmente, el Permisionario o Trasportista debe asegurarse que la vigencia y alcance de 
la acreditación y aprobación de la UV correspondan a su solicitud de verificación, y  
b) La U V debe asegurarse que las instalaciones objeto de la solicitud de verificación sean materia de 
esta Norma, así como identificar la etapa constructiva y/o operativa de las mismas.  
4.6 La UV debe elaborar un programa de verificación, el cual debe ser congrue nte con el programa 
de construcción y/o operación, mantenimiento y seguridad del Permisionario o Trasportista: El programa 
de verificación debe contener como mínimo los siguientes elementos: Alcance del servicio respecto a las 
etapas  constructivas u operat ivas, así como respecto de la extensión física del sistema de transporte,  
  Indicar los métodos, procedimientos, instrucciones y/o listas de verificación (procedimientos de  
verificación) que aplicará para la atención de la solicitud de servicio;  
  Técnic as estadísticas a aplicar;    Los recursos humanos necesarios (desglosando las horas -hombre) a utilizar, y  
  Periodo de ejecución (desglosando por fases y/o actividades con la duración de cada una)  
4.7 La UV debe realizar la verificación en los términos d e la Ley y su Reglamento, mediante la cual  verificará 
que el sistema de transporte cumpla con lo dispuesto en esta Norma. La UV debe elaborar informes,  Actas 
circunstanciadas y Dictámenes, según corresponda, para reflejar el resultado de la  verificación  practicada.  
4.7.1  Los informes, actas circunstanciadas y dictámenes que elabore la UV, además de cumplir con 
los requisitos establecidos en las disposiciones jurídicas aplicables, deben contener la evaluación de 
la conformidad de esta Norma.  
4.7.2.  En cada  visita de verificación, la UV debe levantar una Acta circunstanciada en la que debe asentar  las 
evidencias encontradas, particularmente las observaciones, hallazgos y no conformidades acorde a 
sus procedimientos de verificación.  
4.7.3  El Permisionario o T rasportista puede formular las precisiones que estime pertinentes y 
ofrecer  pruebas a la UV durante la verificación o dentro del plazo máximo de cinco días hábiles siguientes a la 
fecha  en que se haya levantado el Acta circunstanciada. En su caso, el Permi sionario o Trasportista deberá 
entregar  a la UV la información convenida en los plazos acordados.  
4.7.4.  La UV puede emitir informes al Permisionario o Trasportista, a efectos de informarle el estado 
que guarda el proceso de verificación y las condiciones específicas del sistema de transporte respecto 
a esta Norma.  
4.7.5.  La UV debe emitir un Dictamen en base a los informes y Actas circunstanciadas levantadas.  
4.8 La UV debe entregar el Dictamen al Permisionario o Trasportista. En su caso, el Permisionario 
o Trasportista debe presentar el dictamen ante la Comisión o ante las instancias que lo requieran para 
los efectos legales que correspondan en los términos de la legislación aplicable.  
4.9 Los gastos que se originen por los servicios de verificación deben ser a cargo del Permisionario 
o Trasportista en conformidad con el artículo 91 de la LFMN.  
5. Sistema de transporte de gas  
La UV debe realizar la revisión de información documental y la verificación en campo de los 
aspectos  técnicos siguientes:  
A. Diseño  
B. Materiales y equipos  
C. Construcción y pruebas  
D. Operación, mantenimiento y seguridad  
5.1 Revisión de la información documental  
El objetivo es que la UV identifique el sistema de transporte por auditar, verifique que la documentación  está 
completa y que las especificaciones de diseño, construcción, de materiales y equipo, así como 
los procedimientos de construcción, operación, mantenimiento y seguridad cumplen con los requisitos de 
esta Norma, y en lo no previsto por ésta, con las Prácticas internacionalmente reconocidas. Para llevarla a cabo 
la UV debe recabar, entre otros, los documentos siguientes:  
  
a) Título de permiso y sus anexos;  
b) Las Normas Oficiales Mexicanas y Normas Mexicana s indicadas en esta Norma, y  
c) Las Normas ISO y prácticas internacionalmente reconocidas aplicadas por el Permisionario o  Trasportista 
para cubrir los aspectos no previstos por las Normas Oficiales Mexicanas y Normas Mexicanas  aplicables.  
A. Diseño  
5.1.1  La UV debe verificar que el Permisionario o Trasportista dispone de la información siguiente:  
a) Normas, códigos, estándares y procedimientos aplicados en el diseño del sistema de transporte;  
b) La metodología de cálculo utilizada por el Permisionario o Tr asportista para la determinación 
de espesores, diámetros, capacidad de los ductos y presiones del sistema. Debe confirmar la existencia de 
un procedimiento de actualización de las memorias de cálculo del sistema;  c) Procedimiento para la actualización del cálculo de flujos y presiones mediante la comprobación que 
el diseño del sistema de transporte de gas cumple con los flujos y presiones críticas del sistema cuando 
opera  bajo las condiciones de máxima demanda de gas;  
d) Memoria de cálculo para verificar qu e las dimensiones y resistencia mecánica de los 
materiales,  componentes, accesorios y equipos del sistema cumplen con los requisitos de esta Norma;  
e) La memoria de cálculo que permita verificar que el trayecto e instalación de la tubería así como las  obras 
especiales para protección de la tubería, por ejemplo, cruzamientos con carreteras y vías de ferrocarril,  ríos, 
canales y vías de navegación cumplan con los requisitos de la norma y que los riesgos del suelo y  fenómenos 
naturales como inundaciones, marej adas, desplazamientos del suelo y terremotos estén  considerados en el 
diseño y ubicación de los elementos de los sistemas de transporte tales como:  
i. Puntos de recepción de gas del sistema;  
ii. Localización de válvulas de seccionamiento;  
iii. Instrumentac ión, válvulas y dispositivos de seguridad de las estaciones de medición y regulación;  
iv. Ubicación de registros, y  
v. Ubicación de los componentes del sistema de protección catódica tales como: ánodos, rectificadores 
de corriente, postes para toma de lect uras de potencial entre la tubería y la tierra.  
5.1.1.1  La UV debe comprobar que las especificaciones de diseño del sistema de transporte de gas  cumple 
con esta Norma, para lo cual verificará que dicho sistema cumple, por lo menos, con los requisitos  indicados en 
la Parte 1. - Normas de referencia de la tabla 1. Esta contiene el resumen de los requisitos que  deben verificarse 
para la evaluación de la conformidad del diseño del sistema de transporte de gas con esta  Norma. La UV podrá 
consultar la Parte 2 .- Documentos de consulta de la misma tabla 1, en la cual están  indicados algunos 
documentos de reconocida validez y amplia aplicación en la industria del gas que la UV  puede consultar para 
tener un conocimiento más amplio del tema.  
Tabla 1. - Resumen de re quisitos mínimos de diseño para la evaluación  de la conformidad del sistema  
de transporte de gas  
Parte 1. - Normas de referencia    Parte 2. - Documentos de consulta  
Característica del  
sistema  NOM -007- 
SECRE -2013  Otras  
normas    ASME B31.8 - 
2012  DOT 49 CFR  
192-09 Otras normas  
Flujo, 
presiones,gradientes 
de presión  y diámetros 
de la  tubería            AGA, 
Technicalreport 
No. 10;Steady 
flow in  gas 
pipelines  Fluid 
Flow Model.  
Tubería nueva  6.2.1  NOM -003-
SECRE -
2002, 5.2.1 a 
5.2.3;6.2.1 a 
6.2.,NMX -B-
177-19907      192.55    
Tubería usada  6.2.2  NMX -B-177-
1990      192.55    
Requisitos generales  7.1 NOM -003-
SECRE -
2002, 5.1.1 a 
5.1.5;6.1.1  a 
6.1.3      192.63    
  
Clase de localización  7.3; 
7.4     840.2  192.5    Espesor de pared 
detubería de acero  7.7 
a 
7.12     841.11  192.105;  192.107;192.113; 192.115    
Determinación de 
laMáxima Presión 
deOperación 
Permisible(MPOP)  7.3, 
11.6           
Tubería de polietileno  7.14 
a 
7.18           
Protección 
contra  cargas 
externas  7.2     840.1; 
841.113;841.1
14 192.103; 192.111    
Componentes  especia
les 7.21 
a 
7.24     831.35; 
831.4;831.5; 
831.6  192.153;  192.155; 192.157    
Flexibilidad  7.30       192.159    
Soportes y anclajes  7.31       192.161    
Válvulas 
deseccionamiento  7.36
; 
7.37     831.1; 
846.11;846.21  192.145    
Protección 
contrasobrepresiones  7.42 
a 
7.43     845.1; 845.21  192.195; 192.197    
Estaciones 
de medición 
y/o regulación, trampa 
dediablos  7.51 
a 
7.56 NOM -
003-
SECRE -
2002, 7.1.
1 a 
7.1.11    845.3; 845.4  192.199;  192.201;192.353;  192.355; 192
.357; 192.359    
Estaciones 
decompresión  7.32 
a 
7.42     843.5  192.163 a  192.173  NOM -001-
SEDE;ANSI/NF
PA 70  
Registros  7.44 a 7.47  NOM -003-
SECRE -
2002, 7.3.1 a 
7.3.8    847.1 a 847.4  192.183;  192.185; 
192.187    
Control de la 
corrosiónexterna  7.57     861; 
862.1;862.111  192.455; 192.457  *a): 5; 5.1; 5.2; 
* b): Sección 3  
Control de la corrosiónen 
ductos 
e instalacionessuperficiales  7.59 a 7.62      862.1    *a): 5.2.1; 
* b):Secciones 6 y 
7 
Recubrimiento externo  7.63     862.112  192.461  *a): 5.1;  
*b): Secciones 4 
y 5;NMX -S-14-
SCFI -1993  
Separación entretuberías  7.5         *b): 4.3.10; 4.3.11  Control de la 
corrosiónatmosférica  7.60     862.12  192.479; 192.481    
NOTA. - La Parte 2. - Documentos de consulta de la tabla anterior no es de aplicación obligatoria ni 
es obligatorio el cumplimiento de sus especificaciones.  
*a) Apéndice I Control de la corrosión externa en tuberías de acero enterradas y/o sumergidas.  
*b) NACE RP01 69-92; Práctica Internacional Reconocida. Control de la corrosión externa en sistemas 
de tubería metálicos enterrados o sumergidos.  
B. Materiales y equipos  
5.1.2  La UV debe verificar que las especificaciones de los materiales y equipos utilizados en la  construcción 
del sistema de transporte de gas, cuentan con los Reportes de Pruebas de Materiales y hojas de  especificación.  
5.1.2.1  La UV debe verificar que el Permisionario o Trasportista cuenta con los Reportes de Pruebas 
de Materiales de tuberías, conexion es, accesorios, válvulas, reguladores, medidores, así como la de los 
equipos  especiales tales como estaciones de compresión y/o modulares de estaciones de medición y/o 
regulación.  
5.1.2.2  La UV debe comprobar que los materiales y equipos del sistema de tra nsporte de gas cumplen 
con esta Norma, para lo cual verificará que dicho sistema cumple, por lo menos, con las 
especificaciones  indicadas en la Parte 1. - Normas de referencia de la tabla 2. Esta contiene el resumen de los 
requisitos que  deben verificarse p ara la evaluación de la conformidad de los materiales y equipos del sistema 
de transporte  de gas con esta Norma. La UV podrá consultar la Parte 2. - Documentos de consulta de la misma 
tabla 2, en la  cual están indicados documentos de reconocida validez y am plia aplicación en la industria del gas 
que la UV  puede consultar para tener un conocimiento más amplio del tema.  
Tabla 2. - Resumen de requisitos mínimos de los materiales y equipos  para la evaluación de la  
conformidad del sistema de transporte de gas  
Parte 1. - Normas de referencia    Parte 2. - Documentos de consulta  
Materiales y  
equipos  NOM -007-SECRE - 
2013  Otras  
normas    ASME B31.8 - 
2012  DOT 49 CFR 
192- 
12 Otros documentos  
Requisitosgenerales  6.1       192.53    
Tubos de  acero  6.2.1, 6.4  NMX -B-177-
1990    814.11  192.55; 
192.107;192.109  NOM -B-177-
1990;  API 5L; ASTM 
A53; A106; 
A333/A333M;  A381; 
A671; A672;  A691  
Tubos usados  6.2.2        192.55    
Tubería depolietileno  6.5           
Transporte detubería  6.3       192.65  API RP5L; RP5LW  
Componentesestándar  7.19 a 7.21;      814.2; 
831.31;831.32  192.143; 
192.144;192.149  ANSI B 16.9; 
MSS  SP-75 
Válvulas  7.22     831.11; 831.12  192.145  ANSI B 16.33; 
B 16.34; B16.38; 
API 6A; 6D  
Bridas 
yaccesoriosbridados  7.23     831.21  192.147  ASME/ANSI 
B16.5;MSS SP -44 Reguladores  7.55     831.13  192.197    
Medidores  7.56           
NOTA. - La Parte 2. - Documentos de referencia de la tabla anterior no es de aplicación obligatoria ni 
es obligatorio el cumplimiento de sus especificaciones.  
C. Construcción y pruebas  
5.1.3  La UV debe verificar el cumplimiento del programa detallado de construcción y 
pruebas,  correspondiente a cada una de las etapas del proyecto.  
5.1.3.1  La UV debe verificar que exista correspondencia entre el programa de construcción, las 
actividades  desarrolladas en el sitio, lo indicado en los planos constructivos y lo establecido en el título de 
permiso.  
5.1.3.2  La UV debe verificar que el Permisionario o Trasportista cuen ta con manuales de 
procedimientos  para el proceso de construcción y que son aplicados por los responsables de la construcción 
del sistema de  transporte de gas.  
5.1.3.3  La UV debe constatar que el Permisionario o Trasportista dispone de los certificados de 
calibración  de los aparatos de medición utilizados en las pruebas.  
5.1.3.4  La UV debe verificar que el Permisionario o Trasportista cuenta con la metodología, instrumentos 
y equipos adecuados para realizar pruebas de hermeticidad.  
5.1.3.5  La UV debe verificar los registros de las pruebas realizadas por el Permisionario o Trasportista.  
5.1.3.6  La UV debe comprobar que el proceso de construcción y pruebas del sistema de transporte de 
gas cumple con esta Norma, para lo cual verificará que dicho sistema está acorde por lo menos, con 
las especificaciones indicadas en la Parte 1. - Normas de referencia de la tabla 3. Esta contiene el resumen de 
los requisitos que deben verificarse para la evalu ación de la conformidad con esta Norma, en el proceso 
de construcción y pruebas del sistema de transporte de gas. La UV podrá consultar la Parte 2. - Documentos 
de consulta de la misma tabla 3, en la cual están indicados documentos de reconocida validez y 
amplia  aplicación en la industria del gas, que la UV puede consultar para tener un conocimiento más amplio del 
tema.  
Tabla 3. - Parte 1. - Resumen de requisitos mínimos del proceso de construcción y pruebas  para la  
evaluación de la conformidad del sistema de  transporte de gas  
Parte 1. - Normas de referencia    Parte 2. - Documentos de consulta  
Característica del  
proceso  NOM -007-
SECRE - 
2013  Otras 
normas    ASME B31.8 - 
2012  DOT 49 CFR  
192-12 Otras normas  
Requisitos generales  9.1, 9.2      841.31  192.301 
a 192.309; 
192.317    
Ancho mínima de laseguridad 
del sistema  9.3           
Espaciamiento  mínimo 
entre  estructurassubterráneas  7.5     841.143  192.325    
Encamisado  9.7     841.144  192.323    
Cubierta mínima  7.6.2      841.141;  841.142  192.319; 192.327    
Instalación de 
tubos,inspección y  reparación 
de daños  9.6 y 9.8      841.22; 
841.24;841.25  192.319; 192.327    Cambio de dirección  9.4     841.23  192.313; 192.315    
Juntas a inglete  8.8     841.232  192.233    
Soldadura de  tuberías  8.1 a 8.2      821.1; 
821.2;821.7  192.221; 192.225  API 1104; 
ASMECódigo 
paracalderas 
yrecipientes 
apresión, 
sección  IX 
Procedimientos desoldadura  8.2.1; 8.3; 8.4      821.3 a 
821.5;  823     
Requisitos de lossoldadores  8.5; 8.6      823 192.227;192.229    
Aplicación de  soldadura  8.2, 8.7; 8.9      821.6; 822; 
824;825  192.231; 192.235    
  
Inspección, 
pruebas  y 
reparación 
desoldaduras  8.10 a 8.15      826; 827  192.241;  192.243; 192.245    
Pruebas 
dehermeticidad  10.1 a 10.13      841.32 a 
841.36  192.503,  192.505;192.515; 
192.517    
Soportes y anclajes  7.31       192.161    
Estaciones 
deCompresión  7.32 a 7.41      843.1; 843.2  192.163 a  192.173  NOM -001-
SEDE;ANSI/NFPA 
70 
Estaciones 
de medición 
y regulación  11..33 a 11.36        192.199; 192.201    
Registros  7.45 a 7.47      847.1 a 847.4  192.183 
a 192.189    
NOTA. - La Parte 2. - Documentos de consulta de la tabla anterior no es de aplicación obligatoria ni 
es obligatorio el cumplimiento de sus especificaciones.  
D. Operación, mantenimiento y seguridad  
5.1.4  La UV debe verificar que el Permisionario o Trasportista cuente con un documento que contenga 
la memoria técnico -descriptiva, relativa a la operación y mantenimiento del sistema que incluya lo siguiente:  
a) Ubicación de las instalaciones  
b) Calidad del gas  
c) Capacidad máxima de diseño  
d) Memoria de cálculo (incluye el cálculo del análisis hidráulico)  
e) Condiciones de operación  
f) Especificaciones del sistema  
g) La protección que se instalará para evitar la corrosión de las tuberías.  5.1.4.1  La UV debe verificar la existencia de manuales y procedimientos escritos, que estén disponibles 
y sean del conocimiento del personal operativo. Asimismo, debe requerir evidenc ias documentales de 
su aplicación. El Manual debe incluir al menos los puntos siguientes, pero no limitarse a los siguientes:  
5.1.4.1.1  Operaciones anormales  
Los procedimientos que incorpore en este punto, deben informar con toda claridad de la manera en q ue 
se deba dar respuesta para corregir la operación anormal del sistema de transporte en acontecimientos 
como  los siguientes:  
  Cierre de válvulas y paros no intencionales  
  Incremento o disminución en la presión o en el rango de flujo fuera de los límit es de operación normal  
  Pérdida de comunicaciones  
  Operación de cualquier dispositivo de seguridad  
  Cualquier otra causa que provoque mal funcionamiento de algún componente, desviación de la  operación normal, 
o error humano que pudiera traer como con secuencia condiciones de riesgo al  personal o instalaciones  
5.1.4.1.2  Mantenimiento y operación normal del sistema de transporte  
5.1.4.1.3  La puesta en servicio y sacar de servicio cualquier parte del sistema de transporte  
5.1.4.1.4  La operación, mantenimiento y reparación de tuberías, válvulas, equipos y accesorios  
5.1.4.1.5  El control de corrosión de tuberías de acero  
5.1.4.1.6  El procedimiento para efectuar trabajos en zanjas con presencia de gas o vapores  
5.1.4.1.7  El procedimient o para efectuar inspección y pruebas periódicas del equipo de limitación de  presión  
  
5.1.4.1.8  Programas de entrenamiento para la operación y mantenimiento  
5.1.4.1.9  El Procedimiento para efectuar trabajos de mantenimiento en tuberías en operación  
5.1.4.1 .10 El Procedimiento para la inspección de los dispositivos de relevo y control de presión, se 
debe  señalar en el mismo, la frecuencia de inspección  
5.1.4.1.11  Perforación de tuberías bajo presión  
5.1.4.1.12  Purgado de tuberías  
5.1.4.1.13  Reparación de fug as 
5.1.4.1.14  Inspección de fugas señalando la periodicidad en conformidad con la clase de localización  
5.1.4.1.15  Vigilancia continua y patrullaje marcando periodicidad  
5.1.4.1.16  Procedimiento y programa para reacondicionamiento de tuberías  
5.1.4.1.17  Reparación de tuberías  
5.1.4.1.18  Reparación de soldaduras  
5.1.4.1.19  Procedimiento para retiro de servicio de instalaciones  
5.1.4.1.20  El mantenimiento de válvulas. En el caso de las manipuladas durante una emergencia, 
debe  señalar el periodo del mantenim iento  
5.1.4.1.21  El mantenimiento de registros  
5.1.4.1.22  El mantenimiento de las instalaciones para el control de la corrosión,  
  En recubrimientos  
  La reparación de tuberías por el efecto de corrosión  
  El reemplazo de tuberías con corrosión generalizada  
5.1.4.1.23  El procedimiento de paro de emergencia de estaciones de compresión, regulación y medición,  así 
como instalaciones de entrega.  
5.1.4.1.24  Procedimiento de operación y mantenimiento del equipo co ntra incendio  5.1.4.1.25  El procedimiento de la verificación de calibración de medidores, señalando el intervalo 
del mantenimiento  
5.1.4.1.26  Los Procedimientos de soldadura  
5.1.4.1.27  Los Procedimientos de pruebas no destructivas de soldaduras  
5.1.4.1.28  Los Procedimientos de pruebas de hermeticidad  
ESTACIONES DE COMPRESIÓN  
5.1.4.1.29  El mantenimiento de la(s) estación(es) de compresión, regulación y medición, así 
como  instalaciones de entrega  
5.1.4.1.30  El arranque, operación y paro programado de las unid ades de compresión  
5.1.4.1.31  Inspección y prueba de dispositivos de relevo en estaciones de compresión  
5.1.4.1.32  Prueba de dispositivos de paro a control remoto  
5.1.4.1.33  Procedimientos para aislar y purgar equipos de compresión antes de entrar en servi cio 
5.1.4.1.34  Mantenimiento a equipo de detección de fugas y alarmas  
  
5.1.4.1.35  Para estaciones de compresión donde existan condiciones de corrosión elevadas,  procedimiento 
de inspección de tuberías, accesorios, equipos y compresores  
ESTACIONES DE MEDICIÓN Y REGULACIÓN  
5.1.4.1.36  Los procedimientos para el mantenimiento, inspección y pruebas de la(s) estación(es) 
de regulación y medición, así como de las instalaciones de entrega.  
5.1.4.1.37  Prueba de dispositivos de relevo de presión en estaciones de regulación y medición  
5.1.4.1.38  El arranque, operación y paro programado de las estaciones de regulación y medición de gas  
5.1.4.1.39  La UV debe verificar que la MPOP sea menor o igual a la pres ión de diseño, que se determina  en 
el numeral 7.7 de esta Norma.  
5.1.4.2  Personal calificado para la operación y mantenimiento del sistema de transporte. Se debe 
verificar  que el operador del sistema de transporte este autorizado mediante la Resolución cor respondiente 
emitida por  la Comisión.  
5.1.4.3  La UV debe verificar que el Permisionario o Transportista cuenta con la información que se  menciona 
a continuación:  
a) Informe del cumplimiento a los programas de mantenimiento resumiendo las actividades a efec tuarse 
en el sistema durante el año calendario correspondiente y las ya efectuadas. Dichas actividades deben 
cubrir  como mínimo con lo siguiente:  
  Informe de vigilancia y patrullaje, donde se establecerán los cambios en el sistema, como es el caso  de los  
asentamientos humanos, construcciones o excavaciones no autorizadas invadiendo la franja de  seguridad del 
sistema, acceso a válvulas de seccionamiento y estaciones de medición y regulación,  cambios en la topografía 
que pudieran comprometer la seguridad de l sistema de transporte de gas,  instrumentos, equipos, señalamientos 
y letreros dañados y condiciones inseguras de la red.  
  Informe de reparaciones o sustitución de: tuberías; válvulas de seccionamiento, de bloqueo,  reguladoras de 
presión, dispositivos d e seguridad, medidores, e instrumentos, así como reparación de  soldaduras.  
  Informe de detección, ubicación y reparación de fugas.  
  Informe del control de corrosión con los registros de la medición de potenciales tubo -suelo y gráficas  de tendencia 
y de reparación o sustitución de rectificadores de corriente y ánodos de sacrificio.  
  Informe de reparación de recubrimientos y prueba de aceptación.  
  En el caso de que el sistema contenga estaciones de compresión, los resultados de la inspección y  pruebas 
realizados a los dispositivos de paro a control remoto.  
  La periodicidad del mantenimiento y pruebas efectuadas a tuberías, válvulas, equipos, dispositivos de  seguridad 
y control del sistema debe ser la indicada en el programa de mantenimiento y de acuerdo  con los procedimientos 
y esta Norma.    Programa de capacitación para la prevención y atención de siniestros.  
b) Bitácora para la supervisión, operación y mantenimiento de obras e instalaciones, la cual debe 
incluir  como mínimo:  
  Listado de la  tripulación de operadores que atienden el sistema de transporte de gas.  
  Reportes de mantenimiento atendidos por el operador en turno, incluyendo una breve descripción de  las 
actividades desarrolladas, personal participante, duración de los trabajos y s i las reparaciones se  terminaron 
satisfactoriamente.  
  
  Listado de reparaciones y actividades a ser atendidas en el siguiente turno.  
  Condiciones de emergencia que se presentaron durante la jornada y las acciones que se tomaron  para su atención 
y soluc ión. 
  Levantamiento instantáneo de condiciones operacionales (calidad del gas suministrado, presión,  temperatura, 
flujo de gas, diferenciales de presión en separadores de líquidos o filtros, puntos de  ajuste de válvulas 
reguladoras, niveles, etc.).  
  Reportes de tuberías, accesorios, equipos, dispositivos de seguridad, válvulas, instrumentos y, en  general, de los 
componentes del sistema que se encuentran dañados y no han sido reparados.  
  Paros de emergencia y reducciones repentinas de presión en cualquier sección del sistema,  necesarias para 
evitar riesgos al operador o a las instalaciones. Se encuentran incluidas las sesiones  de mantenimiento 
rutinarias que requieren sacar de servicio alg una sección del sistema de transporte  de gas.  
  La constancia de que los simulacros operacionales o de emergencias se efectuaron de acuerdo a  programa.  
  Programa de capacitación para la prevención y atención de siniestros.  
c) Los medios para la atención de quejas, reportes y emergencias, deben incluir la siguiente información:  
  Procedimientos escritos y su aplicación.  
  Oficinas y/o números telefónicos específicos.  
  El método para clasificar las llamadas de emergencia así como el tiempo de respuesta dado a cada  una de las 
llamadas.  
  Los registros históricos de este servicio.  
5.1.4.4  La UV debe verificar que el Permisionario o Trasportista asegura el funcionamiento correcto 
del sistema mediante los programas siguientes:  
a) Mantenimiento preventivo del sistema.  
b) Mantenimiento a la protección catódica.  
c) Programa de reemplazo de tuberías y/o accesorios, basado en la inspección y avalados con 
su correspondiente prueba de hermeticidad.  
d) Calibración, mantenimiento y/o repos ición de medidores.  
e) Monitoreo de fugas.  
f) Inspección, mantenimiento y calibración de reguladores de presión.  
g) Inspección, mantenimiento y calibración de válvulas de relevo de presión.  
h) Inspección, mantenimiento y prueba de válvulas de seccionamiento.  
5.1.4.5  La UV debe comprobar que la operación y mantenimiento del sistema de transporte de gas 
cumple  con esta Norma, para lo cual verificará que dicho sistema está acorde por lo menos, con las 
especificaciones  indicadas en la Parte 1. - Normas de referencia de la tabla 4. Esta contiene el resumen de los 
requisitos que  deben verificarse para la evaluación de la conformidad con esta Norma, en la operación y 
mantenimiento del  sistema de transpor te de gas. La UV podrá consultar la Parte 2. - Documentos de consulta 
de la misma tabla 4,  en la cual están indicados documentos de reconocida validez y amplia aplicación en la 
industria del gas, que  la UV puede consultar para tener un conocimiento más ampl io del tema.  
Tabla 4. - Parte 1. - Resumen de requisitos mínimos de la operación y mantenimiento  para la evaluación  
de la conformidad del sistema de transporte de gas   
Parte 1. - Normas de referencia    Parte 2. - Documentos de consulta    
Característica  
del sistema  NOM -007- 
SECRE -2013  Otras normas    ASME B31.8 - 
2012  DOT 49 CFR 192 - 
12 Otras normas  
Especificaciones  del 
gas natural    NOM -001-
SECRE -
2010,  5.1     192.605  NOM -001-
SECRE -2010  
Procedimientos  de 
operación 
ymantenimiento  11.1, 11.2      850.2; 850.3  192.605, 192.620    
Señalamientos  11.16      851.7  192.707    
  
Vigilancia  11.14      851.1  192.613    
Patrullaje  11.15      851.2  192.605; 192.705    
Detección de  fugas  11.13, 11.15.3      851.3  192.605, 192.706    
Dispositivos decontrol 
de presión  11.8       192.605    
Válvulas  11.9     853.41; 
853.44;853.45  192.605; 192.745    
Registros  11.10      853.5  192.605; 192.749    
Control de 
lacorrosión  externa  7.57       192.605    
Control de lacorrosión interna  7.58       192.605    
Medición delespesor  11.42        192.605    
Máxima Presión  de 
OperaciónPermisible  (MPOP)  11.6.4        192.619; 192.620    
Dispositivos 
deinspección  interna  7.25       192.620    
Estaciones demedición 
yregulación  11.34      853.3  192.605; 
192.739; 192.743    
Dispositivos derelevo de 
presión  11.35.1            Reparaciones ypruebas  11.19.2, 
11.19.4;11.20 a 
11.28      851.4; 851.5  192.711 a 192.719    
Perforación detuberías  11.11          API 2201  
Purgado 
detuberías  11.12      841.275  192.629    
Cambio en 
la clase de 
clase  de 
localización  11.7     855     
Evaluación 
deingeniería  11.41.1            
Desactivación 
yabandono 
detuberías  11.43 y 11.45      851.8  192.727    
Reactivación 
detubería  11.44      851.9; 856      
Programa 
decapacitación 
y/oentrenamiento  8.2.2, 11.5            
NOTA. - La Parte 2. - Documentos de referencia de la tabla anterior no es de aplicación obligatoria ni 
es obligatorio el cumplimiento de sus especificaciones.  
5.1.5  Programa de Prevención de Accidentes  
La UV debe verificar que el Permisionario o Trasportista cuenta con el Programa de Prevención 
de Accidentes (PPA), mismo que debe cumplir con los requerimientos del Apéndice V Guía para la 
elaboración  del Programa para la Prevención de Accidentes, de esta Norma.  
5.1.6  La UV debe comprobar que el sistema de transporte de gas cumple con los requisitos de seguridad  de 
esta Norma, para lo cual verificará que dicho sistema está acorde por lo menos, con las 
especificaciones  indicadas en la Parte 1. - Normas de referencia de la tabla 5. Esta contiene el resumen de los 
requisitos que  deben verificarse para la evaluación de la conformidad con esta Norma, en la seguridad del 
sistema de  transporte de gas. La UV podrá consultar la Par te 2.- Documentos de consulta de la misma tabla 5, 
en la cual  están indicados documentos de reconocida validez y amplia aplicación en la industria del gas que la 
UV puede  consultar para tener un conocimiento más amplio del tema  
Tabla 5. - Parte 1. - Resumen de requisitos mínimos de seguridad para la evaluación  de la conformidad  
del sistema de transporte de gas  
Parte 1. - Requisitos mínimos    Parte 2. - Documentos de referencia  
Característica del  
sistema  NOM -007-SECRE - 
2013    ASME B31.8 - 
2012  DOT 49 CFR 192 -12 Otras normas  
Programa de 
Prevenciónde Accidentes  12.1   850.41      
Procedimiento 
dePrevención de daños  12.2         
Capacitación 
y simulacros  12.3         Sistema 
de Administración de 
la Integridad de 
Ductos(SAID)  13.1.1    850.42      
  
NOTA. - La Parte 2. - Documentos de referencia de la tabla anterior no es de aplicación obligatoria ni 
es obligatorio el cumplimiento de sus especificaciones.  
5.2 Verificación en campo  
El objetivo de la verificación en campo es que la UV compruebe que las especificaciones y 
criterios  establecidos en los documentos examinados de conformidad con el numeral 5.1 Revisión de la 
información  documental de este apéndice, se aplican en el diseño,  construcción, arranque, operación y 
mantenimiento del  sistema de transporte de gas, para lo cual, una vez que termine la revisión documental, la 
UV debe  inspeccionar las instalaciones del sistema. La UV debe establecer un plan específico para realizar 
la inspección del sistema, el cual debe considerar, pero no limitarse a, la verificación de los puntos siguientes:  
a) Durante el proceso de construcción del sistema, debe verificar que el personal responsable de efectuar  la 
construcción del sistema de transpo rte de gas tiene la calificación y capacitación requerida sobre 
los procedimientos de construcción para que dichos procedimientos sean aplicados correctamente.  
b) Para el dictamen de inicio de operaciones, la UV deberá comprobar que el sistema, ampliación,  ramal 
o ducto a ser verificado, no se encuentra empacado ni está conduciendo gas.  
c) Los materiales y accesorios empleados en las tuberías de líneas principales y ramales del sistema 
de transporte de gas, estaciones de regulación y medición, estaciones de  entrega de gas y estaciones 
de compresión del sistema.  
d) Los equipos utilizados para la medición del gas, deben corresponder con las especificaciones de 
los manuales del fabricante.  
e) Las especificaciones de las válvulas críticas del sistema (reguladora s, de seccionamiento, de 
seguridad)  deben cumplir con lo establecido en los Reportes de Pruebas de Materiales y particularmente en las 
hojas de  especificación correspondientes. En el caso de las válvulas reguladoras y de seccionamiento, debe 
comprobar  el funcionamiento de las mismas.  
f) La ubicación de las válvulas críticas del sistema: reguladoras, de seccionamiento y de seguridad, 
con respecto a la localización que se encuentra en los planos respectivos.  
g) La comprobación de que las obras efectuadas corresponden con lo construido y son congruentes con  los 
planos del sistema. Se debe verificar que el sistema corresponda con lo establecido en el título de 
permiso  correspondiente. La UV debe indicar la etapa a la que está dando cumplimiento el Permisionario 
o Trasportista.  
h) Revisar la bitácora de supervisión, operación y mantenimiento.  
i) Comprobar en forma aleatoria los señalamientos y letreros de la franja de seguridad del sistema por  donde 
se instalan los d uctos de transporte de gas.  
j) La implantación del sistema de protección catódica conforme con sus especificaciones y características  del 
equipo y el tramo que protege, así como el tipo de protección, de ánodo de sacrificio o corriente impresa y  la 
ubicaci ón de los puntos de medición; asimismo debe constatar la edad del sistema y el estado de los postes  de 
medición de potencial y de los aisladores en válvulas de seccionamiento.  
k) Los procedimientos de construcción, entre otros: profundidad de zanjas, insta lación de tubería de 
acero,  instalación de tubería de polietileno, tomas de servicio, señalización, inspección de soldaduras, 
compactación,  cama de arena, tipo de relleno utilizado, cinta de polietileno de advertencia, cable guía, etc.  
l) Verificar que los soldadores estén calificados conforme con el procedimiento empleado y que cuentan  con 
la identificación correspondiente.  
m) Los señalamientos y letreros de la franja de seguridad de los ductos del sistema de transporte de gas.  
  
n) Verifi car que las estaciones de medición y regulación, estaciones de entrega de gas y estaciones 
de compresión del sistema se encuentran debidamente protegidas del exterior, con letreros y señalamientos 
de advertencia, el equipo de seguridad requerido y la ubica ción, tipo y cantidad apropiada de extintores y 
equipo  contra incendio, así como el control de acceso a dichas instalaciones.  o) La UV debe corroborar la difusión y correcta implantación del PPA y presentar la 
evidencia  correspondiente de su corroboración.  
6. Control de la corrosión externa en tuberías de acero enterradas y/o sumergidas  
La UV debe realizar la revisión de información documental y la verificación en campo del sistema de  control 
de la corrosión externa de los aspectos siguientes:  
A. Diseño  
B. Materiales, componentes y equipos  
C. Construcción y pruebas  
D. Operación y mantenimiento  
E. Seguridad  
6.1 Revisión de información documental  
La UV debe verificar que el sistema de control de la corrosión externa cuenta con documentación 
completa  que asegur e que su diseño y construcción, materiales y equipo, así como su operación, mantenimiento 
y seguridad cumplen con los requisitos de esta Norma. Para tales efectos, la UV debe recabar y revisar 
la información siguiente:  
a) Título de permiso y sus anexos;  
b) La información del sistema según se especifica en los numerales 3.12.1 y 3.12.2 del Apéndice I 
de esta Norma  
c) Los registros para el control de la corrosión de acuerdo con los numerales 3.13 y 3.13.1 a 3.13.4 
del Apéndice I de esta Norma.  
A. Diseño  
6.1.1 Para las tuberías nuevas la UV debe dictaminar que las actividades marcadas por el numeral 3.2.1  del 
Apéndice I de esta Norma estén avaladas por un técnico especialista reconocido y que dicho trabajo esté  basado 
sobre estudios detallados del medio que rodea a la tubería, realizados por un técnico especializado,  en los 
cuales, se deben considerar al menos los aspectos siguientes:  
a) Determinación de la naturaleza del suelo. La UV debe verificar que el estudi o comprenda la  determinación 
de la resistividad del suelo conforme con el numeral 3.8.2 del Apéndice I de esta Norma. El pH  y la composición 
del suelo son, asimismo, propiedades importantes para definir su naturaleza.  
b) Riesgos específicos de la zona. - La UV debe verificar que el estudio considere los cambios posibles de  las 
condiciones del suelo a consecuencia de la irrigación, derrames de sustancias corrosivas, contaminación 
y cambios del contenido de humedad en el suelo derivados de las diferentes estac iones en el año y 
condiciones  meteorológicas tales como lluvias intensas y tormentas eléctricas.  
c) Experiencia. - La UV debe verificar si el estudio estima la corrosividad probable haciendo referencia a 
la experiencia real de corrosión en estructuras metálicas similares, así como a la historia de tuberías similares 
en la que son de gran utilidad los histogramas tiempo -frecuencia acumulada de ocurrencia de fugas 
por corrosión.  
d) Agentes externos. - La UV debe  verificar que el estudio considera la proximidad de agentes externos 
con el fin de disponer de las protecciones adecuadas para minimizar sus efectos posibles sobre el sistema 
de tuberías, entre ellas, sin ser limitativo, están las corrientes parásitas der ivadas de vías férreas 
electrificadas,  líneas de transmisión y subestaciones eléctricas, protecciones catódicas ajenas, aterrizamientos 
de motores,  controles y sistemas eléctricos, etc.  
6.1.1.1  Diseño del sistema. - En caso de que sea necesario instalar un sistema de control de la 
corrosión  externa, la UV debe verificar que su diseño esté avalado por un técnico especialista. La verificación 
del sistema comprende los recubrimientos y la protección catódica de la tubería, los cuales deben 
ser inspeccionados y probados como se indica a continuación.  
6.1.1.2  Protección catódica. - La UV debe identificar los diferentes tipos de protección catódica en el  sistema 
y verificar que su diseño cumpla con lo establecido por el Apéndice I de esta Norma. Para llevar a  cabo l a 
verificación la UV debe separar los tramos de tubería por tipo de protección, los cuales se deben  registrar en el 
formato siguiente:  
Tubería con protección catódica  
Tipo de protección  Diámetro, mm  Longitud, m  Superficie, m2  Ánodos galvánicos        
Corriente impresa        
Total      
  
6.1.1.3  La UV debe verificar que la continuidad eléctrica esté asegurada en las uniones no soldadas  de 
la tubería.  
6.1.1.4  La UV debe verificar la ubicación y especificaciones de los aislamientos eléctricos que 
separan  los tramos.  
6.1.1.5  La UV debe verificar la ubicación y especificaciones de los puenteos eléctricos con otras tuberías 
y estructuras de acero.  
6.1.1.6  Protecció n por ánodos galvánicos o de sacrificio. - La UV debe verificar el procedimiento 
aplicado  para diseñar el sistema de protección catódica y que los ánodos galvánicos cumplen con la finalidad 
de protección descrita en el Apéndice I de esta Norma. La UV debe r egistrar sus especificaciones en 
el formato  siguiente:  
Especificaciones de las camas de ánodos galvánicos  
Ubicación de la cama de ánodos  
Característica  Especificación  
Cantidad de los ánodos    
Tipo   
Peso    
Profundidad    
Relleno    
  
6.1.1.7  Protección por corriente impresa. - La UV debe verificar el procedimiento aplicado para diseñar 
el sistema de protección catódica y que las fuentes de corriente impresa cumplen con la finalidad de 
protección  descrita en el Apéndice I de esta Norma. La UV debe registrar sus especificaciones en el formato 
siguiente:  
  
Especificaciones de las fuentes de corriente impresa  
Ubicación  
Descripción  
Característica  Especificación  
Tipo de regulación  Automática o manual  
Configuración  Modular o unidad  
Alimentación  Monofásico o trifásico  
Tensión de alimentación    
  
Especificaciones de las camas de ánodos inertes  
Ubicación de la cama de ánodos  Característica  Especificación  
Cantidad de los ánodos    
Tipo   
Peso    
Profundidad    
Relleno    
  
6.1.1.8  Estaciones de medición del control de la corrosión. - La UV debe verificar que el sistema cumple  con 
los requisitos del numeral 3.9.1 del Apéndice I de esta Norma.  
6.1.1.9  La UV debe comprobar que las especificaciones de diseño del sistema de control de la 
corrosión  externa cumplen con la Norma, para lo cual debe verificar que dichas especificaciones están acorde, 
por lo  menos, con los requisitos indicados en la Parte 1. - Normas de referencia de la tabla A. Esta contiene 
el resumen de los requisitos que deben verificarse para la evaluación de la conformidad con esta Norma. En 
la Parte 2. - Documentos de consulta de la misma tabla A están indicados algunos documentos de 
reconoc ida validez y amplia aplicación en la industria del gas, que la UV puede consultar para tener un 
conocimiento más  amplio del tema.  
Tabla A. - Resumen de requisitos mínimos de diseño para la evaluación de la conformidad  del sistema  
de control de la corrosión externa  
Parte 1. - Normas de referencia  Parte 2. - Documentos de consulta  
Característica del  
sistema  NOM -007-SECRE - 
2013; Apéndice I  NACE RP 0169 - 
2007  DOT 49 CFR 192 -12 ASME B31.8 -2012  
Requisitos generales  3 Sección 3  192.451; 192.453  861; 862.111  
Recubrimientos  3.1 Secciones 2, 4, 5 
y 10 192.461  862.112  
Tuberías nuevas  3.2.1  Secciones 6 y 7  192.455  862.1  
Tuberías existentes  3.2.2  Secciones 6 y 7  192.455; 192.457  862.2  
Ánodos de sacrificio  3.3.1  7.4.1  192.463  862.113  
Corriente impresa  3.3.2  7.4.2  192.463  862.113  
Puenteos eléctricos  3.2.3        
Separación 
entre  tuberías  3.9.3  4.3.10 y 4.3.11    862.117; 862.218  
Aislamiento eléctrico  3.4; 3.4.1  4.3 192.467  862.114  
Estaciones 
para medición de 
potencial  3.9.1  4.5 192.469; 192.471  862.115  
Protección 
contrainterferencias  3.9.2  Sección 9  192.473  862.116; 
862.215;862.224  
NOTA. - La Parte 2. - Documentos de consulta de la tabla anterior no es de aplicación obligatoria ni 
es obligatorio el cumplimiento de sus especificaciones.  
B. Materiales, componentes y equipos  6.1.2  La UV debe verificar que los materiales, componentes y equipos utilizados en el sistema de control  de 
la corrosión externa, cuentan con certificados o registros , en su caso, de cumplimiento con las 
normas  aplicables. De manera enunciativa mas no limitativa, se deben verificar los componentes siguientes:  
6.1.2.1  Tubos con recubrimiento aplicado en planta. - La UV debe verificar que los tubos con 
recubrimiento  aplicado en planta cuentan con certificados o registros, en su caso, de cumplimiento con las 
normas  aplicables. La UV debe recabar y registrar al menos la información requerida en el formato siguiente:  
Especificaciones de los recubrimientos aplicados en planta  
Propiedad  Método de  
prueba  Requisito  Evaluación de la  
propiedad  
Material        
Resistividad    Alta   
Absorción de agua    Baja   
Permeabilidad al vapor de agua    Muy baja    
Permeabilidad al oxígeno        
Resistencia a los agentes atmosféricos    Buena    
Adherencia al metal    Buena en un rango 
amplio  de temperaturas    
Resistencia a los esfuerzos 
mecánicos,abrasión, impacto, 
penetración, etc.        
Resistencia a la radiación ultravioleta    Buena    
Espesor    Adecuado y uniforme    
Defectos    No debe tener    
Compatibilidad con el Sistema 
deprotección catódica.    Buena    
Resistencia al desprendimiento  catódico    Buena    
  
  
6.1.2.2  Recubrimientos para aplicar en campo. - La UV debe verificar que los recubrimientos para aplicar  en 
campo cuentan con Reportes de pruebas de materiales, en su caso, de cumplimiento con las Normas  Oficiales 
Mexicanas,  Normas Mexicanas, y a falta de éstas, con las normas y lineamientos internacionales, y a  falta de 
éstas con las normas o códigos extranjeros. Asimismo, la UV debe verificar que dichos recubrimientos  sean 
compatibles con los demás recubrimientos utilizados, que exista un método especificado por el  proveedor para 
su aplicación, y que las caracte rísticas de calidad del recubrimiento una vez aplicado, estén  garantizadas por 
dicho método. Los recubrimientos pueden ser aplicados en campo como líquidos osemilíquidos, o como cintas, 
manguitos cerrados o abiertos. Asimismo, se deben identificar los que son para  capa primaria, para capas de 
acabado.  
a) La UV debe verificar que esté especificado el procedimiento para la preparación de las 
superficies  desnudas e intermedias para la aplicación de recubrimientos para capa primaria.  
b) La UV debe especificar l a marca comercial registrada y las normas aplicadas para los certificados 
o registros, en su caso, de los recubrimientos utilizados para aplicar en campo, en el formato siguiente:  
Registro de los recubrimientos para aplicar en campo  Recubrimiento  Marca r egistrada  Certificado o registro de las normas que  
cumple  
Capa primaria      
Capas intermedias      
Capas de acabado      
Cintas      
Manguitos cerrados      
Manguitos abiertos      
  
c) La UV debe registrar las especificaciones garantizadas por el certificado o registro, en su caso, de 
los recubrimientos utilizados para aplicar en campo de acuerdo con el formato siguiente:  
Requisitos de los recubrimientos para aplicar en campo  
Propiedad  Método de prueba  Requisito  Evaluación de la  
propiedad  
Resistividad    Alta   
Compatibilidad    Muy buena    
Adherencia al metal    Muy buena    
Resistencia a la intemperie    Muy buena    
Resistencia a la humedad    Muy buena    
Resistencia a la niebla salina    Muy buena    
Resistencia al repintado    Muy buena    
Resistencia a la abrasión, 
impacto,penetración, etc.    Buena en un 
rangoamplio 
de temperaturas    
Protección catódica debida a aditivos a  base 
de Aluminio, Magnesio y Zinc    Buena    
  
6.1.2.3  La UV debe comprobar que las especificaciones de los materiales, componentes y equipos  utilizados 
en el sistema de control de la corrosión externa cumplen con esta Norma, para lo cual debe verificar  que dichas 
especificaciones están acorde por lo menos, con los requisitos indicados en la Parte 1. - Normas de  referencia 
de la tabla B. Esta contiene el resumen de los requisitos que deben verificarse para la evaluación  de la 
conformidad con esta Norma. En  la Parte 2. - Documentos de consulta de la misma tabla B están  indicados 
documentos de reconocida validez y amplia aplicación en la industria del gas que la UV puede  consultar para 
tener un conocimiento más amplio del tema.  
Tabla B. - Resumen de requisitos mínimos de los materiales, componentes y equipos para la  
evaluación de la conformidad del sistema de control de la corrosión externa  
Parte 1. - Normas de referencia  Parte 2. - Documentos de consulta  
Materiales y Equipos  NOM -007-SECRE - 
2013,  Apéndice I  NACE RP 0169 - 
1996  DOT 49 CFR 192 -12 ASME B31.8 -2012  
Tubos recubiertos    Sección 5      Recubrimientos 
para aplicar en campo  3.1 Sección 5  192.461  862.112  
Ánodos galvánicos    Sección 7      
Fuentes de 
corrienteimpresa    Sección 7      
Conexiones eléctricas    4.4     
Aislantes eléctricos  3.4.1  4.3.6      
NOTA. - La Parte 2. - Documentos de consulta de la tabla anterior no es de aplicación obligatoria, ni 
es obligatorio el cumplimiento de sus especificaciones.  
C. Construcción y pruebas  
6.1.3  La UV debe comprobar que los procedimientos de construcción y pruebas del sistema de control de  la 
corrosión externa cumplen con esta Norma, para lo cual debe verificar que dichos procedimientos están  acorde 
por lo menos, co n los requisitos indicados en la Parte 1. - Normas de referencia de la tabla C. Esta  contiene el 
resumen de los requisitos que deben verificarse para la evaluación de la conformidad con esta  Norma. En la 
Parte 2. - Documentos de consulta de la misma tabla C están indicados documentos de  reconocida validez y 
amplia aplicación en la industria del gas que la UV puede consultar para tener un  conocimiento más amplio del 
tema.  
Tabla C. - Resumen de requisitos mínimos de los procedimientos de construcción y pruebas p ara la  
evaluación de la conformidad del sistema de control de la corrosión externa  
Parte 1. - Normas de referencia  Parte 2. - Documentos de consulta  
Materiales y  
Equipos  NOM -007-
SECRE - 
2013, Apéndice I  NACE RP 0169 -
1996  DOT 49 CFR  
192-12 ASME B31.8 -2012  Otros  
documentos  
Procedimientos 
parainstalación  3.1; 3.1.1 a 3.1.3  Sección 8    841.222; 
841.252;841.253; 
862.112    
Criterios 
de protección 
catódica  3.5 Sección 6  192.455;192.463 
yAppendix D  Apéndice K    
Perfil de 
potenciales  de 
polarización  3.6   192.455;192.463 
yAppendix D  Apéndice K    
Máximo 
potencial  tubo / suelo  3.7   192.455;192.463 
yAppendix D  Apéndice K    
Mediciones  eléctricas  3.8; 3.8.1; 
3.8.2;3.8.3    192.455;192.463 
yAppendix D  Apéndice K  NACE -TM-
0497 -1997  
Funcionalidad 
delsistema y plazo 
para su instalación  3.9   192.455;192.463 
yAppendix D  Apéndice K    
Evaluación 
deinterferencia 
einteracción con 
otrossistemas  3.9.2; 3.9.3; 
3.12.2  Sección 9  192.473  862.114; 862.116    Corrección de 
dañosen 
recubrimientos  3.9.4    192.487      
NOTA. - La Parte 2. -Documentos de consulta de la tabla anterior no es de aplicación obligatoria ni 
es obligatorio el cumplimiento de sus especificaciones.  
D. Operación y mantenimiento  
6.1.4  Debe haber procedimientos y registros para la realización de las siguientes actividades requeridas  para 
el buen funcionamiento del sistema de protección catódica:  
a) Inspección, manejo, almacenamiento e instalación de ánodos galvánicos.  
b) Inspección y man ejo de las fuentes de corriente impresa.  
c) Inspección, manejo, almacenamiento e instalación de ánodos inertes.  
d) Mantenimiento preventivo de las camas de ánodos galvánicos y de ánodos inertes.  
e) Pruebas de rutina para verificar el comportamiento e integ rar el expediente de funcionalidad del 
sistema,  conforme con el numeral 3.9 del Apéndice I de esta Norma.  
f) Mediciones de resistividad del suelo, potencial tubo / suelo y corrientes eléctricas conforme con 
los numerales 3.8 y 3.8.1 a 3.8.3 del Apéndice I de esta Norma.  
g) Verificación del funcionamiento de los electrodos de referencia conforme con el numeral 3.8.1 
del Apéndice I de esta Norma.  
6.1.4.1  La UV debe comprobar que los procedimientos de operación y mantenimiento del sistema de  control 
de la corr osión externa cumplen con esta Norma, para lo cual debe verificar que dichos procedimientos  están 
acorde por lo menos, con los requisitos indicados en la Parte 1. - Normas de referencia de la tabla D.  Esta 
contiene el resumen de los requisitos que deben ver ificarse para la evaluación de la conformidad con  esta 
Norma. En la Parte 2. - Documentos de consulta de la misma tabla D están indicados documentos de  reconocida 
validez y amplia aplicación en la industria del gas que la UV puede consultar para tener un  conocimiento más 
amplio del tema.  
Tabla D. - Resumen de requisitos mínimos de los procedimientos de operación y mantenimiento para la  
evaluación de la conformidad del sistema de control de la corrosión externa  
Parte 1. - Normas de referencia  Parte 2. - Documentos de consulta  
Característica del sistema  NOM -007-SECRE - 
2013, Apéndice I  NACE RP 0169 - 
1996  DOT 49 CFR 192 -12 ASME B31.8 - 
2012  
Fuentes de energía  eléctrica  3.10.1  Secciones 10 y 11  192.465  862.116  
Camas anódicas  3.10.2    192.463 y Apéndice D  Apéndice K  
Conexiones eléctricas  3.10.3    192.465  862.115  
Aislamientos eléctricos  3.10.4    192.467  862.114  
Potenciales tubo / suelo  3.10.6    192.463 y Apéndice D  Apéndice K  
Recubrimientos  3.10.5    192.461  862.112  
Documentación del sistema  3.12.1    192.491    
Registros documentales  3.13; 3.13.1 a 3.13.4    192.491  867 
NOTA. - La Parte 2. - Documentos de consulta de la tabla anterior no es de aplicación obligatoria ni 
es obligatorio el cumplimiento de sus especificaciones.  
E. Seguridad  
6.1.5  La UV debe comprobar que los procedimientos de seguridad del sistema de control de la 
corrosión  externa cumplen con esta Norma, para lo cual debe verificar que dichos procedimientos es tán acorde 
por lo  menos, con los requisitos indicados en la Parte 1. - Normas de referencia de la tabla E. Esta contiene 
el resumen de los requisitos que deben verificarse para la evaluación de la conformidad con esta Norma. En 
la Parte 2. - Documentos de co nsulta de la misma tabla E están indicados documentos de reconocida validez 
y amplia aplicación en la industria del gas que la UV puede consultar para tener un conocimiento más amplio  del 
tema.  Tabla E. - Resumen de requisitos mínimos de los procedimientos de seguridad para la evaluación  de la  
conformidad del sistema de control de la corrosión externa  
Parte 1. - Normas de referencia  Parte 2. - Documentos de consulta  
Característica de seguridad  NOM -007- 
SECRE -2013,  
Apéndice I  Otras normas  NACE RP  
0169 -1996  CFR 49 DOT  
192-2012  OTROS  
Del personal  3.11         
Contra descargas y 
arcos  eléctricos  3.11.1, 3.11.4.1          
Contra acumulación de gases  3.11.2          
De la instalación eléctrica  3.11.3  NOM -001-SEDE -
2012        
Del equipo eléctrico  3.11.4.2  NOM -001-SEDE -
2012        
Contra corto circuito  3.11.4          
De las pruebas eléctricas  3.11.4.3          
Señalización de 
instalacioneseléctricas  3.11.5  NOM -001-SEDE -
2012        
NOTA. - La Parte 2. - Documentos de consulta de la tabla anterior no es de aplicación obligatoria ni 
es obligatorio el cumplimiento de sus especificaciones.  
6.2 Verificación en campo  
La UV debe verificar en campo que las especificaciones y criterios establecidos en  los 
documentos  examinados en conformidad con el numeral 6.1 Revisión de información documental se aplican en 
la construcción, arranque, operación y mantenimiento del sistema, para lo cual, una vez que termine la 
revisión  documental, la UV debe identificar  el estado que guardan las instalaciones del sistema con el fin de 
efectuar  las inspecciones y pruebas que se listan a continuación:  
6.2.1  La UV debe verificar que en el proceso de construcción del sistema se cumplen las 
condiciones  siguientes:  
a) Los proc edimientos del manual de instalación del sistema deben ser aplicados por el personal  encargado 
de realizar la instalación del sistema.  
b) El avance de obra debe ser congruente con el programa de construcción. La UV debe informar en 
el dictamen el grado de avance en cada visita que realiza a las instalaciones.  
c) La UV debe verificar en los tramos de tubería principales del sistema, que las dimensiones, el  aislamiento 
y la continuidad eléctrica cumplen con las especificaciones.  
d) La UV debe comprobar que los tubos recubiertos y recubrimientos aplicados en campo corresponden  con 
las especificaciones del  Reporte de Pruebas de Materiales  del producto.  
e) La UV debe verificar los procesos diferentes de aplicación de recubrimientos en c ampo y sus  propiedades 
cuando ya están aplicados, al estar presente durante la realización de pruebas a los mismos.  
f) La UV debe verificar que los recubrimientos hayan sido inspeccionados visualmente y revisados con 
un detector de fallas de aislamiento co n alta tensión antes de bajar la tubería en las zanjas.  
g) La UV debe verificar la ubicación y el cumplimiento de especificaciones de las camas anódicas;  asimismo, 
que los ánodos galvánicos y los ánodos inertes estén cubiertos totalmente por el material de  relleno  y que la 
conexión eléctrica con la tubería esté en buenas condiciones.  
h) La UV debe verificar los resultados de las pruebas preoperativas con el fin de confirmar que se 
cumplen  las condiciones del diseño, y que se realizan los ajustes operacional es del sistema cuando son 
necesarios.  
i) La UV debe verificar los perfiles de potenciales de polarización obtenidos conforme con el numeral 3.6  del 
Apéndice I de esta Norma, sobre la base de los valores medidos de potenciales tubo / suelo, que la UV  debe 
registrar en el formato siguiente:  
Potencial de protección  Ubicación de la estación de registro eléctrico:  
Tubería enterrada o sumergida en agua dulce o salada:  
Electrodo de referencia  Cobre / sulfato de cobre o plata / cloruro de plata  
Potencial de protección  Numeral 3.5 a) o b) del Apéndice I de esta Norma  
  
Cambios de potencial por corriente impresa  
 
Cambio de potencial de polarización  Numeral 3.5 c) del Apéndice I de esta Norma  
Potencial en el punto de impresión  Numeral 3.7 del Apéndice I de esta Norma  
  
j) La UV debe verificar que el control de instrumentos y equipos de medición asegure que siempre se  tengan 
disponibles instrumentos y equipos en condiciones adecuadas para su uso.  
k) La UV debe verificar que todos los instrumentos y equipos de medición tengan certificado de 
calibración  vigente.  
l) La UV debe verificar que los electrodos de referencia utilizados en las mediciones de diferencias 
de potencial eléctrico tengan certificado vigente de cumplimiento con las normas aplicables y que 
su funcionamiento es revisado periódicamente, conforme con el numeral 3.8.1 del Apéndice I de esta Norma.  
m) La UV debe verificar las mediciones de las fuentes de corriente impresa conforme con el num eral 3.8.3  del 
Apéndice I de esta Norma, y que éstas cumplen con las especificaciones del certificado o registro del  equipo 
bajo las condiciones siguientes:  
i.     En vacío y a carga plena.  
ii.     Sobrecarga y corto circuito en fuentes con regulación auto mática.  
iii.    Calentamiento a carga plena.  
iv.    Aislamiento eléctrico antes y después de la prueba de rigidez dieléctrica.  
v.     Rigidez dieléctrica.  
n) La UV debe verificar que los manuales de procedimientos de operación y mantenimiento, seguridad 
y aseguramiento de calidad del sistema se encuentren en el lugar de trabajo y que son conocidos y 
aplicados  correctamente por el personal encargado de realizar en campo las actividades descritas en 
dichos  procedimientos.  
7. Monitoreo, detección y clasificación de fugas de gas  
La UV debe realizar la revisión de información documental y la verificación en campo del programa 
de monitoreo, detección y clasificación de fugas de gas. Dicha revisión debe considerar al menos, los 
aspectos  siguientes:  
A. Procedimientos y métodos de monitoreo y detección de fugas  
B. Clasificación y control de fugas  
C. Programas de monitoreo de fugas y registros de resultados  
7.1 Revisión de información documental  
La UV debe verificar que el Permisionario o Trasportista cuente con la documentación completa para 
el monitoreo, detección, clasificación y control de fugas del sistema de transporte en su totalidad. Para llevar 
a cabo esta verificación la UV debe revisar,  al menos los documentos siguientes:  
A. Procedimientos y métodos de monitoreo y detección de fugas  
7.1.1  La UV debe verificar que los procedimientos y métodos documentados por el Permisionario 
o Trasportista para realizar el monitoreo y detección de fugas sean completos y adecuados para 
las características del sistema de transporte. Estos procedimientos deben considerar, entre otros, los 
aspectos  siguientes:  a) El procedimiento de control de instrumentos indicadores de gas combustible y de instrumentos 
de medición debe prevenir que accidentalmente sean utilizados instrumentos en malas condiciones y 
asegurar  que siempre se tengan instrumentos en buenas condiciones disponibles para su uso.  
b) El procedimiento para la capacitación y calificación del personal pa ra realizar el monitoreo, 
detección,  clasificación y control de fugas y la documentación que demuestre la aptitud del personal calificado  
c) El procedimiento para la autoevaluación de la aplicación del programa de monitoreo, 
detección,  clasificación y cont rol de fugas, así como el registro de los resultados de la aplicación de 
dicha  autoevaluación.  
d) El procedimiento para obtener la tendencia de los resultados de la autoevaluación. Esta tendencia 
debe  mostrar una mejora continua en las condiciones de segur idad del sistema de transporte de gas.  
7.1.1.1  La UV debe comprobar que los procedimientos y métodos de monitoreo y detección de fugas 
del sistema de gas cumplen con esta Norma, para lo cual debe verificar que dichos procedimientos y 
métodos  cumplen, por l o menos, con los requisitos indicados en la Parte 1. - Normas de referencia de la tabla 
F. Esta  contiene el resumen de los requisitos que deben verificarse para la Evaluación de la conformidad con 
esta Norma. En la Parte 2. - Documentos de consulta de la mis ma tabla F están indicados documentos 
de reconocida validez y amplia aplicación en la industria del gas que la UV puede consultar para tener 
un conocimiento más amplio del tema  
Tabla F. - Resumen de requisitos mínimos de los procedimientos y métodos de monitoreo  y detección  
de fugas para la evaluación de la conformidad del sistema de transporte de gas  
Parte 1. - Normas de referencia  Parte 2. - Documentos de consulta  
Procedimie ntos y métodos  NOM -007-SECRE -2013,  
Apéndice II  CFR 49 DOT 192 -2012  ASME B31.8 -2012  
Atención de reportes de fugas  3.1 192.613 y 192.614    
Olores o indicaciones 
decombustibles  3.1.1  192.613 y 192.614    
Recursos humanos  3.2.1      
Recursos materiales  3.2.2      
Indicadores de gas combustible  3.3.1    Apéndice M; M4  
Mantenimiento de 
Indicadores  de gas combustible  4.1   Apéndice M; M4  
Calibración de Indicadores 
de gas combustible  4.2   Apéndice M; M4  
Detección sobre la superficie  del 
suelo  3.3.1.1    Apéndice M; M3  
Detección debajo de 
la superficie del suelo  3.3.1.2    Apéndice M; M3  
Detección por inspección 
visual  de la vegetación  3.3.2    Apéndice M; M3  
Detección por caída de presión  3.3.3    Apéndice M; M3  
Detección por burbujeo  3.3.4    Apéndice M; M3  
Detección por ultrasonido  3.3.5    Apéndice M; M3  
NOTA. - La Parte 2. - Documentos de consulta de la tabla anterior no es de aplicación obligatoria ni 
es obligatorio el cumplimiento de sus especificaciones.  
B. Clasificación y control de fugas  7.1.2  La UV debe comprobar que los procedimientos para la clasificación y control de fugas del sistema 
de gas cumplen con esta Norma, para lo cual debe verificar que dichos procedimientos están acorde por 
lo menos, con los requisitos indicados en la Parte 1. - Normas de referencia de la tabla G. Esta contiene 
el resumen de los requisitos que deben verificarse para la evaluación de la conformidad con esta Norma. En 
la Parte 2. - Documentos de consulta de la misma  tabla G están indicados documentos de reconocida validez 
y amplia aplicación en la industria del gas, que la UV puede consultar para tener un conocimiento más amplio  del 
tema.  
Tabla G. - Resumen de requisitos mínimos de los procedimientos para la clasifica ción y control de  
fugas para la evaluación de la conformidad del sistema de transporte de gas  
Parte 1. - Normas de referencia  Parte 2. - Documentos de consulta  
Procedimiento  NOM -007-SECRE -2013,  
Apéndice II  CFR 49 DOT 192 -2012  ASME B31.8 -2012  
Descripción, ejemplos 
ycriterios de acción 
para fugas de grado 1  5.1.1 y Tabla 2    Apéndice  M; M5  
Descripción, ejemplos 
ycriterios de acción 
para fugas de grado 2  5.1.2 y Tabla 3    Apéndice  M; M5  
Descripción, ejemplos 
ycriterios de acción 
para fugas de g rado 3  5.1.3 y Tabla 4    Apéndice  M; M5  
NOTA. - La Parte 2. - Documentos de consulta de la tabla anterior no es de aplicación obligatoria ni 
es obligatorio el cumplimiento de sus especificaciones.  
C. Programas de monitoreo de fugas y registros de resultados  
7.1.3  La UV debe verificar que el Permisionario o Trasportista cuenta con programas para 
realizar  monitoreos de fugas con equipos detectores de gas combustible en la atmósfera de los registros y pozos 
de visita de estructuras subterráneas tales como sistemas de gas, electricidad, telefónico, fibra óptica, 
semáforos,  drenaje y agua, en ranuras y fracturas del piso de calles y banquetas y, en general, en todos los 
lugares que  propicien la detección de fugas de gas. Todas las tuberías del sistema localizadas en:  
a) Clase 3 y 4 se deben inspeccionar al menos una vez al año calendario. El intervalo entre dos  inspecciones 
sucesivas no debe exceder quince meses.  
b) Clase 1 y 2 el intervalo entre dos inspe cciones sucesivas no debe exceder cinco años. Si las tuberías  de 
acero no tienen protección catódica o no se hace monitoreo del sistema de protección catódica, el intervalo  entre 
dos inspecciones sucesivas no debe ser mayor de tres años.  
7.1.3.1  La UV debe  comprobar que los programas de monitoreo de fugas y registros de resultados para 
el sistema de gas cumplen con esta Norma, para lo cual debe verificar que dichos registros están acorde por 
lo menos, con los requisitos indicados en la Parte 1. - Normas de r eferencia de la tabla H. Esta contiene 
el resumen de los requisitos que deben verificarse para la Evaluación de la conformidad con esta Norma. En 
la Parte 2. - Documentos de consulta de la misma tabla H están indicados documentos de reconocida validez 
y amplia aplicación en la industria del gas que la UV puede consultar para tener un conocimiento más amplio  del 
tema.  
Tabla H. - Resumen de requisitos mínimos de los programas de monitoreo de fugas y registros de  
resultados para la evaluación de la conformidad p ara el sistema de transporte de gas  
Parte 1. - Normas de referencia  Parte 2. - Documentos de consulta  
Característica  NOM -007-SECRE -2013,  
Apéndice II  CFR 49 DOT 192 -2012  ASME B31.8 -2012  
Registro de fugas  6.1     
Registro de los 
monitoreos  de fugas  6.2 192.721; 192.723    Registro de las pruebas 
decaída de presión  6.2.1      
Autoevaluación  6.3     
NOTA. - La Parte 2. - Documentos de consulta de la tabla anterior no es de aplicación obligatoria ni 
es obligatorio el cumplimiento de sus especificaciones.  
7.2 Verificación en campo  
La UV debe verificar en campo que los procedimientos, métodos, programas y registros establecidos  en los 
documentos examinados en conformidad con el numeral 7.1 Revisión de info rmación documental se  aplican en 
el sistema de transporte, para lo cual, una vez que termine la revisión documental, la UV debe  confirmar que 
dichos documentos se encuentran en el lugar de trabajo de las personas encargadas de  aplicarlos, y que dichas 
personas tienen los conocimientos adecuados para aplicarlos.  
México, Distrito Federal, a 19 de noviembre de 2014. - El Presidente del Comité Consultivo Nacional 
de Normalización de Derivados del Petróleo, del Gas y Bioenergéticos,  Francisco José Barnés de 
Castro .- Rúbrica.  
  
Diagrama 1: Instalaciones de un sistema de transporte que están dentro del alcance de esta Norma.