PROYECTO de Norma Oficial Mexicana PROY -NOM -007-ASEA -2016, 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. - Agencia Nacional 
de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos.  
PROYECTO DE NORMA OFI CIAL MEXICANA PROY -NOM -007-ASEA -2016, TRANSPORTE DE GAS 
NATURAL, ETANO, BIOGAS Y GAS ASOCIADO AL CARBON MINERAL POR MEDIO DE DUCTOS.  
CARLOS SALVADOR DE REGULES RUIZ -FUNES, Director Ejecutivo de la Agencia Nacional de 
Seguridad Industrial y de Protección al  Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, en su calidad de 
Presidente del Comité Consultivo Nacional de Normalización de Seguridad Industrial y Operativa y 
Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, con fundamento en los artículos Décimo 
Noveno  Transitorio, segundo párrafo, del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas 
disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de Energía, 
publicado en el Diario Oficial de la Federación el día 20 de diciembre de 2013; 1o., 2o., fracción I, 
17, 26 y 32 Bis, fracción III, de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 5, fracciones 
III, IV, VIII y XI, 6 fracciones I y II, 25, 27 y 31 fracción IV, de la Ley de la Agencia Nacional de 
Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos; 95, 129 y 
Tercero Transitorio de la Ley de Hidrocarburos; 3o., fracción XI, 38, fracciones II, V y IX, 40, 
fracciones I, III, XIII y XVIII, 41, 47, 73 y 74 de la Ley Federal sobre Metrología y Nor malización; 1o. 
fracciones I y II, 2o. fracción XXXI, inciso d, 42, 43, fracción VI y 45 Bis del Reglamento Interior de la 
Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales; 1o. y 3, fracción XX del Reglamento Interior 
de la Agencia Nacional de Seguridad I ndustrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector 
Hidrocarburos; y 34, 80 y 81 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, y  
CONSIDERANDO  
Que el 20 de diciembre de 2013, se publicó en el Diario Oficial de la Federación, el Decr eto por el 
que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados 
Unidos Mexicanos, en Materia de Energía.  
Que de conformidad con lo dispuesto por el artículo Décimo Noveno Transitorio, primer párrafo 
del referido Dec reto de reformas a la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, se 
creó la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector 
Hidrocarburos (Agencia), como un órgano administrativo desconcentrado de la Secret aría de 
Medio Ambiente y Recursos Naturales, con autonomía técnica y de gestión.  
Que la Agencia tiene por objeto la protección de las personas, el medio ambiente y las 
instalaciones del Sector Hidrocarburos, a través de la regulación y supervisión de la se guridad 
industrial y seguridad operativa; las actividades de desmantelamiento y abandono de 
instalaciones; y, el control integral de los residuos y emisiones contaminantes, en términos de lo 
dispuesto en el artículo 1o. de la Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de 
Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, publicada en el Diario Oficial de la 
Federación el día 11 de agosto de 2014.  
Que de conformidad con lo señalado en el artículo 129 de la Ley de Hidrocarburos, publicada en el 
Diario Oficial de la Federación el 11 de agosto de 2014, corresponde a la Agencia emitir la regulación y la normatividad aplicable en materia de seguridad industrial y operativa, así como de 
protección al medio ambiente en la industria de Hidrocarburos, a fin de promover, aprovechar y 
desarrollar de manera sustentable las actividades de la industria de Hidrocarburos y aportar los 
elementos técnicos para el diseño y la definición de la política pública en materia energética, de 
protección al medio ambiente y  recursos naturales.  
Que de conformidad con el artículo 38, fracción II, de la Ley Federal sobre Metrología y 
Normalización (LFMN), corresponde a las dependencias según su ámbito de competencia, expedir 
Normas Oficiales Mexicanas (NOM) en las materias rela cionadas con sus atribuciones y determinar 
su fecha de entrada en vigor.  
Que por su parte, el artículo 40 de la LFMN dispone en su fracción I que las Normas Oficiales 
Mexicanas tendrán como finalidad, entre otras, establecer las características y/o especif icaciones 
de seguridad que deben reunir los procesos, como es el caso de la actividad de transporte por 
medio de ductos, del Gas Licuado de Petróleo y de otros productos que se obtengan de la 
refinación del petróleo, cuando éstos puedan constituir un riesg o para la seguridad de las 
personas y sus bienes o dañar la salud humana, animal, vegetal o el medio ambiente general y 
laboral, o para la preservación de recursos naturales.  
Que de conformidad con el artículo 28 fracción II inciso c) del Reglamento de la Ley Federal sobre 
Metrología y Normalización (LFMN); 4 y 5 de los Lineamientos para la Organización de los Comités 
Consultivos Nacionales de Normalización, la Agencia tiene la facultad para designar la 
nomenclatura de la normatividad que ella emita y se en cuentra bajo los supuestos establecidos en 
la legislación mencionada.  
Que el día 31 de octubre de 2014, se publicó en el Diario Oficial de la Federación el Reglamento 
Interior de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente  del 
Sector Hidrocarburos,  
el cual señala en su artículo Primero Transitorio que dicho instrumento reglamentario entró en 
vigor el 2 de marzo de 2015.  
Que de conformidad con lo dispuesto por el Artículo Vigésimo Primero Transitorio de la Ley de 
Hidrocarbu ros, la Comisión Reguladora de Energía continuaría regulando y supervisando, en el 
ámbito de sus atribuciones, la industria de los hidrocarburos en materia de seguridad industrial y 
operativa, en tanto entrará en funciones la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de 
Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos.  
Que bajo los principios tutelados en el artículo 13 de la Ley Federal de Procedimiento 
Administrativo, mismo que señala que la actuación administrativa en el procedimiento se 
desarrolla rá con arreglo a los principios de economía, celeridad, eficacia, legalidad, publicidad y 
buena fe, con fecha 6 de marzo de 2015, la Comisión Reguladora de Energía, publicó en el Diario 
Oficial de la Federación el PROYECTO de Norma Oficial Mexicana NOM -007-SECRE -2015 
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), a efecto de recibir 
comentarios de los interesados, sin perjuicio de que en su oportunidad la Agencia asumiera la 
responsabilidad de dicha regulación.  Que de conformidad con lo dispuesto por el artículo 38, fracción I de la Ley Federal sobre 
Metrología y Normalización, la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al  Medio 
Ambiente del Sector Hidrocarburos integró la NOM -007-SECRE -2010 al Programa Nacional de 
Normalización 2015, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 24 de abril de 2015.  
Que transcurrido el plazo de 60 días a que se refiere el artículo 47 fracción I de la Ley Federal 
sobre Metrología y Normalización para recibir comentarios, el Comité Consultivo Nacional de 
Normalización de Seguridad Industrial y Operativa y Protección al Medio Ambiente del Sector 
Hidrocarburos (CONASEA), estudió los comentarios recibidos y, en los casos que estimó 
procedente, modificó el PROYECTO de Norma en cita.  
Que con fecha 6 de octubre de 2015, se publicaron en el Diario Oficial de la Federación las 
respuestas a los comentarios recibidos al PROYECTO de Norma Oficial Mexicana NOM -007-SECRE -
2015, 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 na tural).  
Que el presente Proyecto de Norma fue aprobado por el Comité Consultivo Nacional de 
Normalización de Seguridad Industrial y Operativa y Protección al Medio Ambiente del Sector 
Hidrocarburos en su tercera sesión ordinaria celebrada el día 11 de agos to de 2016, para su 
publicación como proyecto, ya que cumplía con todos y cada uno de los requisitos para someterse 
al periodo de consulta pública, mismo que tiene una duración de 60 días naturales, los cuales 
empezarán a contar a partir del día siguiente de la fecha de su publicación en el Diario Oficial de la 
Federación.  
Que en cumplimiento a lo establecido en la fracción I del artículo 47 de la LFMN, se publica en el 
Diario Oficial de la Federación, con carácter de Proyecto, la Norma Oficial Mexicana Pro yecto de 
Norma Oficial Mexicana PROY -NOM -007-ASEA -2016, Transporte de Gas Natural, Etano, Biogás y 
Gas Asociado al carbón mineral por medio de Ductos, con el fin de que dentro de los 60 días 
naturales siguientes a su publicación, los interesados presenten sus comentarios ante el Comité 
Consultivo Nacional de Normalización de Seguridad Industrial y Operativa y Protección al Medio 
Ambiente del Sector Hidrocarburos sito en Melchor Ocampo 469, Col. Nueva Anzures, Delegación 
Miguel Hidalgo, Ciudad de México, C.P . 11590, México o bien, al correo electrónico: 
david.hernandez@asea.gob.mx.  
Que durante el plazo aludido en el párrafo anterior, la Manifestación de Impacto Regulatorio 
correspondiente estará a disposición del público en general para su consulta en el domi cilio 
señalado, de conformidad con el artículo 45 del citado ordenamiento.  
Dado en la Ciudad de México, a los ocho días del mes de septiembre de dos mil dieciséis. - El 
Director Ejecutivo de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Med io 
Ambiente del Sector Hidrocarburos y Presidente del Comité Consultivo Nacional de Normalización 
de Seguridad Industrial y Operativa y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos 
Carlos Salvador de Regules Ruiz Funes. - Rúbrica.  
El Director Ejecu tivo de La Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio 
Ambiente del Sector Hidrocarburos, Carlos Salvador de Regules Ruiz -Funes .- Rúbrica.  
Por lo expuesto y fundado, se ha tenido a bien expedir el siguiente:  PROYECTO DE NORMA OFICIAL MEXICANA PROY -NOM -007-ASEA -2016, TRANSPORTE DE GAS  
NATURAL, ETANO, BIOGAS Y GAS ASOCIADO AL CARBON MINERAL POR MEDIO DE DUCTOS.  
INDICE  
  
1.     Objetivo  
2.     Campo de aplicación  
3.     Referencias  
4.     Definiciones  
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 admi nistración de la integridad de ductos  
14.   Vigilancia  
15.   Concordancia con normas internacionales  
16.   Bibliografía  
TRANSITORIOS  
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  Este Proyecto de Norma Oficial Mexicana establece las especificaciones técnicas y los requisitos 
mínimos sobre diseño, construcc ión, 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 Este Proyecto de 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 Si stemas 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 
aquellos que ya estando construidos se modifiquen en su diseño original.  
2.2 La aplicación d e este Proyecto de 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 ya cimientos de 
carbón mineral a los puntos de entrega y/o consumo. (Ver diagrama 1).  
2.3 Para los efectos del presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana, el término transporte 
comprenderá también al transporte para usos propios en términos de la Ley de Hidr ocarburos y el 
Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la citada Ley.  
Diagrama 1: Instalaciones de un sistema de transporte que están dentro del alcance de este 
Proyecto  
de Norma.  
VER DIAGRAMA 1  
3. Referencias  
  
Este Proyecto de Norma Oficial Mexicana se complementa con las siguientes Normas Oficiales 
Mexicanas y Normas Mexicanas o las que las sustituyan:  
NOM -001-SECRE -2010, Especificaciones del gas natural.  
NOM -003-SECRE -2011, Distribución de gas natural y gas na tural licuado del petróleo por ductos.  
NOM -001-SEDE -2012 Instalaciones Eléctricas (utilización).  
NMX -E-043-SCFI -2002, Industria del plástico - Tubos de polietileno (PE) para la conducción del Gas 
Natural (GN) y Gas Licuado de Petróleo (GLP) Especificaciones . 
NMX -X-047-SCFI -2014 Industria del gas -tubos y conexiones de poliamida sin plastificante (PA -U) 
para la conducción de gas natural (GN). Especificaciones y métodos de prueba.  
API Specification 5L, 45ª Edition. - "Specification for Line Pipe", December 2012,  Effective Date: July 
1, 2013.  
4. Definiciones  Para los efectos de este Proyecto de Norma Oficial Mexicana se entiende por:  
4.1 Abolladura o hendidura: Depresión en la superficie de la tubería.  
4.2 Agencia:  Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del 
Sector Hidrocarburos.  
4.3 Análisis de riesgo: Actividades realizadas para identificar y evaluar los riesgos que un Sistema 
de Transporte representa para la seguridad, el equilib rio ecológico o el ambiente, así como las 
medidas tendientes a mitigar o minimizar los efectos en caso de un incidente.  
4.4 Area 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, excepto 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 marcada.  
4.5 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 los procedimientos del Regulado.  
4.6 Biogás: Gas que se produce por la conversión biológica de la biomasa como resultado de su 
descomposición.  
4.7 Clase de localización:  Clasificación del A rea unitaria de acuerdo con el numeral 7.5 de este 
Proyecto de Norma.  
4.8 Componente: Los elementos de un sistema de tuberías conectados entre sí para el transporte 
de fluidos entre estaciones y/o plantas, incluyendo tuberías, Trampas de diablos, aditament os, 
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 fu era 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 conducción 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 accesorios y equipos destinados para 
regular la presión de l 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 variab les 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 rápida 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 servicios 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 del presente proyecto de Norma Oficial Mexicana se entenderá 
indistintamente al gas natural, al etano, al biogás o al gas asocia do 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 tó xico 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 Ley:  Ley de la Agencia Nac ional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente 
del Sector Hidrocarburos.  
4.26 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 este Proyecto de  Norma.  
4.27 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 este 
Proyecto de Norma.  
4.28 Norma:  Norma Oficial Mexicana NOM -007-ASEA -2016, Transporte de gas natural, etano, 
biogás y gas asociado al carbón mineral por medio de ductos.  
4.29 Normas aplicables:  Son las Normas Oficiales Mexicanas, Normas Mexicanas y, a falta de éstas, 
las normas o lineamie ntos internacionales, y, en lo no previsto por éstas, las normas, códigos y 
estándares extranjeros que sean adoptados por el Regulado y que sean aplicables al presente 
Proyecto de Norma Oficial Mexicana.  
4.30 Presión de diseño:  Es la presión máxima interna  a la que se diseña el Sistema de Transporte 
con base en este Proyecto de Norma, misma que debe ser igual o mayor a la MPOP.  4.31 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.  
4.32 Presión normal de operación : Presión prevista de operación en cualquier punto de un ducto 
cuando este opera bajo con diciones de operación estables y previstas (esta presión incluye: cargas 
hidrostáticas, pérdidas por fricción y cualquier contrapresión).  
4.33 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, de los accidentes que pudieran ser ocasionados por la realización de actividades de 
transporte de gas natural, etano, biogás y gas asociado al carbón mineral.  
4.34 Protección mecán ica: 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  
4.35 Pruebas no destructivas: Técnicas de  inspección para determinar la integridad de los 
materiales sin afectar la estructura de los mismos.  
4.36 Recubrimiento: Material que se aplica y adhiere a las superficies externas de una tubería 
metálica para protegerla contra los efectos corrosivos produ cidos por el medio donde se 
encuentra instalada.  
4.37 Registro: Espacio subterráneo en forma de caja, destinado para alojar válvulas, accesorios o 
dispositivos.  
4.38 Reglamento:  Reglamento Interior de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de 
Protec ción al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos.  
  
4.39 Regulado: Las empresas productivas del Estado, las personas físicas y morales de los sectores 
público, social y privado que realicen actividades reguladas y materia del presente Proyecto de 
Norma.  
4.40 Reporte de Pruebas de Materiales (RPM): Registro de los resultados que se obtienen de 
composición química, propiedades mecánicas y otros requerimientos que se solicitan en la norma 
o especificación de producción del material o producto, así como de los r equerimientos 
suplementarios que solicita el comprador, que emite el fabricante del material o producto, con 
nombre y firma del responsable de calidad o representante 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.  
4.41 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.  
4.42 Sistema 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 compresión, estaciones de medición 
y regulación, trampas de envío y recibo de diablos, en su caso.  
4.43  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 recibo de dispositivos 
de inspección o limpieza interna de la tubería (diablos)  
4.44 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, e n su caso. 
Para efecto de este Proyecto de Norma Oficial Mexicana, el término transporte se utiliza 
indistintamente para transporte de acceso abierto y transporte para usos propios en los términos 
de la Ley de Hidrocarburos y el Reglamento de las actividad es a que se refiere el Título Tercero de 
la citada Ley.  
4.45 Tubería lastrada: Tubería que es recubierta con materiales pesados con el objeto de evitar 
que está flote cuando se cruzan mantos acuíferos, cuerpos de agua, zonas inundables, entre otras.  
4.46 U suario final: La persona que adquiere gas para su consumo.  
4.47 Unidad de Verificación (UV): La persona física o moral que realiza actos de verificación.  
4.48 Válvula de seccionamiento: Dispositivo instalado en la tubería para bloquear el flujo de gas 
hacia cualquier sección del sistema de transporte.  
4.49 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 par te de este Proyecto de Norma Oficial Mexicana, las Normas Oficiales Mexicanas, 
Normas Mexicanas, Normas Internacionales y estándares a que este Proyecto de NOM se refiere. 
Cuando exista alguna discrepancia entre los requerimientos de este Proyecto de Norma  Oficial 
Mexicana con respecto a los documentos referidos o parte de los mismos, los requerimientos de 
este Proyecto de NOM prevalecerán y son obligatorios sobre los documentos referidos.  
5.2 Requerimientos para ductos existentes.  
Los Sistemas de ductos in stalados y en operación antes de la entrada en vigencia de este Proyecto 
NOM, se deben operar, inspeccionar, mantener y en su caso sacar de operación y/o abandonar en 
cumplimiento con las disposiciones de este Proyecto de Norma Oficial Mexicana, consideran do las 
disposiciones y normativas con que se diseñaron y construyeron.  
5.3 Requerimientos para ductos nuevos  
Los Sistemas de ductos que se instalen y/o entren en operación después de la entrada en vigor de 
este Proyecto de NOM, se deben proyectar, diseñar, calcular, evaluar, construir, probar, operar, 
inspeccionar, mantener y en su caso, retirar de operación y/o abandonar, cumpliendo con las 
disposiciones de este Proyecto de 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 diseño, 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 
requisit os 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 correspondiente de acuerdo con los requerimientos de este capítulo.  
6.2 Tubos de acero:  
La tubería de acero debe cumplir con los requisitos de  este Proyecto de 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 extr anjeros, 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 Transmission Systems  
ASTM A 672 Electric -Fusion -Welded Steel Pipe for High -Pressure Service at Moderate 
Temperatures  
ASTM A 691 Carbon and Allo y Steel Pipe, Electric -Fusion -Welded for High -Pressure Service at High 
Temperatures  
Válvulas  
API 6D Pipeline valves (adoption of ISO 14313/2007) petroleum and natural gas industries -pipeline 
transportation system -pipeline valves  
ISO 14313 Petroleum and nat ural 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 System s up to 125 psi 
(Sizes NPS 1/2 Through NPS 2)  
ASME B16.34 Valves - Flanged, Threaded, and Welded End  
ASME B16.38 Large Metallic 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 con ASME B16.5 ó ASME B16.47 Pipe flanges - Part 1: Steel flanges for 
industrial and general se rvice 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 selecciona r material no metálico cuando las condiciones operativas de los ductos así lo 
permitan y se garantice el cumplimiento de las especificaciones correspondientes al material 
seleccionado. La tubería no metálica debe cumplir con los requisitos de 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, 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) pipes for the supply of gaseous fuel Metric series 
Specification.  
ISO 13949 -97 Method for the assessme nt 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 P ipe (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  
NMX -X-047-SCFI -2014 Industria del gas -tubos y conexiones de poliamida sin plastificante (PA -U) 
para la conducción de gas natural (GN). Especificaciones y métodos de prueba.  
ISO 16486  Plastics piping systems for the supply of gaseous fuels - Unplasticized polyamide (PA -U) 
piping systems with fusion jointing 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.  
Component es de tubería  
Las conexiones 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 d e 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 incl uir: el diagrama de 
flujo, los planos del proyecto, las normas y especificaciones técnicas, 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 sufici ente, para soportar la presión 
interna 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 este Proyecto de Norma.  
7.1.2  En el diseño de los ductos se deben c onsiderar aspectos como:  a)    Características 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 aquella 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, relleno s, 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 térmic a; 
h)    Movimiento de los equipos conectados al ducto;  
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 confor midad con el numeral 7.11 de 
este Proyecto de Norma;  
l)     Factor por eficiencia de junta longitudinal soldada (E), en conformidad con el numeral 7.12 de 
este Proyecto de 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 Ductos se deben 
tomar en consideración las características y requerimientos del diseño, operación, mantenimiento 
y abandono del sistema de transporte; se debe contemplar la  presencia de las áreas urbanas e 
industriales existentes 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 
instalacione s del sistema de transporte.  
b)    Protección al medio ambiente.  c)    Propiedades de terceros y otras instalaciones adyacentes al sistema de transporte.  
d)    Actividades de terceras personas.  
e)    Condiciones geotécnicas, hidrográficas y corrosividad de l 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 inst alaciones propias o de otros sistemas de transporte.  
7.3.2 La ruta seleccionada debe evitar cruzar por áreas naturales protegidas, zonas arqueológicas, 
cuerpos de agua superficiales o subterráneos, derechos de vía de terceros, así como cualquier otra 
en qu e 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 local ización 
debe estar en conformidad con el área unitaria del sistema de transporte y de acuerdo con el 
numeral 7.5 de este Proyecto de Norma; la determinación de la MPOP debe efectuarse de acuerdo 
con el numeral 11.6.1 de este Proyecto de Norma. Para cada Du cto 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,  
corre sponda a la clase de localización, conforme a lo indicado en el Cuadro 10 de este Proyecto de 
Norma.  
c)    En caso de que un Ducto tenga una MPOP que produzca un esfuerzo tangencial 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 
conf ormidad 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 desiert os o selvas.  
b)    Clase de localización 1, División 2.  El área unitaria que cuenta con diez o menos 
construcciones ocupadas por personas o lugares con una densidad de población inferior a 50 
habitantes por kilómetro cuadrado. Esta clase de localización pr etende 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 o lugares c on 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 50 personas pueden reunirse regularmente y con industrias 
dispersas. Esta cla se 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 
marginales 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 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 clase de localización 4.  
       El tramo de un Ducto ubicado en una clase de local ización 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 
deportivos, 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 adicional 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.   Instalaciones subterráneas de servicios prioritarios o estratégicas p ara 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 en 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, 
estabilidad del terreno, entre otros, en cuyo caso no debe ser meno r 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 sepa ración debe ser de al menos 1 m.  
En el caso de que durante el proceso de construcción del Ducto no sea posible mantener la 
separación mencionada en el párrafo anterior debido a una infraestructura existente (energética, 
hidráulica, telecomunicaciones, duct os 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 materia les con características térmicas, dieléctricas y aislantes adecuadas que brinden la 
protección más segura de conformidad con lo establecido en las Normas Oficiales Mexicanas, 
Normas Mexicanas, y a falta de éstas con las normas y lineamientos internacionale s, 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 componen tes, por ejemplo, válvulas, estaciones de 
regulación y medición, trampas 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 d e 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 medidas 
siguientes:  
i.     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.  
ii.     Deberá 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  
iii.    Deberá situarse a n o menos de 15 metros de cualquier instalación donde se almacenen 
sustancias peligrosas o inflamables.  
iv.    Deberá situarse a más de 50 metros de centros de reunión como hospitales, escuelas, 
guarderías infantiles, salas de concierto, iglesias, centros de  convención y parques recreativos, 
entre otros.  
7.6.2 Requisitos para tuberías en la proximidad de líneas de conducción eléctrica  
7.6.2.1  Se deben considerar los siguientes criterios de diseño para tuberías ubicadas cerca de 
líneas de conducción 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 cuando una tubería se encuentra 
cerca de instalaciones de aterrizado de las estructuras de líneas de trans misión 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 cerc a de redes de tierra cercanas a las tuberías.  d)    Implementar medidas para reducir a niveles aceptables, mediante dispositivos, los potenciales 
eléctricos 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 directa y equipo auxiliar.  
f)     Implementar medidas para mitigar aspectos sobre corrosión, descargas eléc tricas, 
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 estructura 
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 Profund idad 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  
Centím etros (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 a grícolas 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 adicional 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 estableci do 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 fórmula 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 míni ma 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 longitudi nal 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 d iseño 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 temperatu ra 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 indicado 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 esta norma  
(2)    Para gases diferentes al gas natural considerados en este Proyecto de Norma el Factor 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  
Instalacione s 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 de comunicación:            
(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 o habitacionales, 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 A3 81 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 o 
especificación 
desconocida  Tubería con diámetro nominal igual o mayor de 101.6 
mm (4")  0.80  
Otra especificación o 
especificación 
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);  
Generalment e, 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 deben cumplir con las especificaciones de la Norma Mexicana 
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 determi na 
con alguna de las fórmulas siguientes:  
 
o 
 
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 =         espesor de la tubería en milímetros, y  
D =        diámetro exterior de la tubería en milímetros.  
SDR =     relación del diámetro exterior promedio especificado ent re 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 op eración del material sea 
menor de 244 K, o mayor que la temperatura a la cual se determinó la resistencia hidrostática 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 mm  
C. Diseño para tubería de Poliamida.  
7.17 La tubería de poliamida sin plastificante debe cumplir con los requisitos de este Proyecto de 
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 ésta con 
las normas o códigos extranjeros.  
7.18 Cuando se utilice tubería de p oliamida sin plastificante para la conducción de gas, la máxima 
presión de operación MPO de la tubería debe ser igual o menor 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 o mayor)  
7.19 Limitaciones de diseño de la tubería de 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 c uando 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 s er, 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 Sistema 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 hacer 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 i nformes de resultados de pruebas 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 é stas con las normas y lineamientos 
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 especifica ciones correspondientes de fabricación.  
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 intern acionales, 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 lineamientos 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 mi smo material o equivalente. 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 accesorio, 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 transporte cuya operación esté ligada a la de dicho 
sistema, que estén instaladas en clases de localización 3 y 4.  
Los Ductos de ace ro 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  la 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 cantid ad 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 ap licables 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 d eben 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 dis eñar, como mínimo, para la MPOP del sistema de transporte de 
acuerdo a lo establecido en este Proyecto de Norma.  
7.27 Componentes prefabricados.  Todo Componente debe cumplir con lo establecido por este 
Proyecto de 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 este Proyecto de 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, ya 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 d el ducto debidos 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 sali das extruidas 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 ac cesorios 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 fuerzas 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 siguiente:  
  
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 su perficial, 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 conectada a otra tubería de mayor rigidez u otro objeto fijo 
debe tener flexibilidad p ara 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 
firme s 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 estaciones de compresión se deben localizar en 
terrenos que estén bajo el control del ope rador 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 propiedad 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 estación 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 salid a 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 Areas 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 con 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 cu mplir 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 posib le condensación de vapores contenidos en el Gas bajo condiciones 
previstas de presión y temperatura o al arribo accidental de líquidos con la corriente de gas.  
7.37.1  Los tanques separadores usados para remover líquidos entrampados en una estación de 
compr esión 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, cuand o exista la 
posibilidad de que el líquido pueda introducirse al compresor.  
c)    Fabricarse de conformidad con lo establecido en las Normas Oficiales Mexicanas, Normas 
Mexicanas, y a falta de éstas con las normas y lineamientos internacionales, y a falta d e 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 estación así como con válvulas de corte 
de activación remota para la protección del Sistema.    
La operación d el 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 dependiendo de la filosofía de operación;  
b)    Descarga del gas por la tubería de desfogue localmente a un cabez al de venteo o a un 
quemador, en cualquier caso bajo condiciones seguras;  
c)    Proporcionar los medios para el paro del equipo de compresión en forma segura, y evitar el 
bloqueo de los circuitos eléctricos que abastecen el alumbrado de emergencia necesari o para 
apoyar al personal de la estación en la evacuación del área de compresión y los circuitos eléctricos 
necesarios 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 Regulado debe 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 estación 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 estación 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 has ta un lugar donde el gas pueda 
ser descargado sin peligro.  
7.40 Equipo de seguridad adicional.  El equipo de seguridad de una estación de compresión debe 
tener lo siguiente:  
a)    Instalaciones de protección contra incendio de acuerdo a lo establecido en la s 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. Las bombas de agua 
contra incendio, que en su caso estén previstas en el diseño del s istema contra incendio y formen 
parte de las instalaciones del mismo, no deben interrumpir su operación 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 l a unidad;  
d)    Los motores que operen con inyección de gas deben contar con un dispositivo que cierre 
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 te ner 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 l as 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 transporte  
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 per o 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 ubicad o 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 estar 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, 
conforme a las recomendaciones del estudio de riesgo y análisis de consecuencias, así como al 
Sistema de Adm inistración de Integridad de Ductos (SAID), pudiendo ser entre otras:  
i.     Antes y después del cruce de ríos, lagos o lagunas;  
ii.     Antes y después del cruce de fuentes de abastecimiento de agua para consumo humano;  
iii.    En las entradas y salidas de las estaciones de compresión, conforme al estudio de riesgos y al 
SAID;  
Se deben instalar válvulas de seccionamiento:  
a)    En cada conexión de un ramal (lateral) al ducto principal, de manera que su ubicación sea lo 
más cercana al ducto principal.  
b)    En las proximidades de zonas residenciales, comerciales e industriales, la máxima separación 
debe ser de 12 kilómetros.  
c)    En aquellas zonas donde la mancha urbana o los desarrollos de vivienda y edificaciones de 
divers a 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 así como del 
análisis de las consecuencias a la población y sus bienes, con objeto de minimizar el daño a éstas.  
d)    En zonas de acceso limitado al sistema de transporte de gas natural, se deben instalar válvulas 
de seccionamiento automáticas, por la nec esidad 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 sigu iente:  
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 derechos de vía de terceros;  
c)    Se deb e 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 particular de daño externo al ducto o d e 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 l a 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 distancia 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, deben:  
a)    Resistir las cargas extern as 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 manera que los tubos que crucen las pa redes 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 internac ionales, y a falta de éstas con las normas o códigos extranjeros.  
7.45 Accesibilidad.  Los registros subterráneos para válvulas, estaciones de relevo de presión o de 
regulación de presión deben estar localizados en lugares accesibles, fuera de derechos de v ía 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 superfic iales, 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. Lo s 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 par a 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 de berán aplicarse los incisos a) o c) de este numeral.  
c)    Si un registro 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 cump lan 
con los requerimientos de los numerales 7.51 y 7.52 y adicionalmente, 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 regula dor 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 falta 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 dis positivo;  
c)    Estar instalados de tal manera que sea posible determinar:  
·  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 las 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 acumulació n de gas o ser dañado por un vehículo;  
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 realizarle 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 mani obras de 
reemplazo de dispositivos de relevo 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 e l sistema e instalarse para operar dentro de 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.  
e)    En caso que no cumplir las distancias 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 en 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 para 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 q ue 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 medición 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 cumplir 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 si guientes:  
·  Estar ubicada en un lugar accesible y protegida contra 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 soportad a 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 
cons iderarse necesario;  
c)    En su caso contar con líneas de desvío (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 venteo 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 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;  
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 regulación 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 tubería y los accesorios que va n enterrados se deben proteger contra la corrosión, de 
acuerdo con lo establecido en el Apéndice I de este Proyecto de Norma;  
  
k)    La tubería y los accesorios superficiales se deben proteger contra la corrosión de acuerdo con 
lo establecido en este Proy ecto de 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 reguladores 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 
esta ción de regulación 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 diseñador 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 necesa rios 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 i nstalar medidores de 
diferentes 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 no rmas 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, conexiones y distanc ia 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 seleccionado de acuerd o 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 verificación de la calibr ación 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 
este Proyecto de Norma Oficial Mexicana.  
Esta sección establ ece 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 este Proyecto de Norma Oficial Mexicana deben sat isfacer 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 
Apéndice I de es te Proyecto de 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 preparación , 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 int roducción 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 este Proyecto de Norma considerando las condiciones de campo y de baja 
capacidad de absorción de humedad;  
f)     Contar con el Reporte de Prueba s de Materiales 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, ut ilizando un 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 la 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 perfor ación horizontal 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 minimi zar 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 tramo s adyacentes (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 l a presión de operación y las condiciones de 
diseño de la tubería marcadas por este Proyecto de 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 cor rosivo 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 impl ementar dos veces cada 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 cor rosión, 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 
instalacione s 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 atmósfera 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 anticorrosivo 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 este Proyecto de 
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 pudi eran 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 localizaci ón de la tubería e instalaciones 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 in formación relativa a un adecuado 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 recubrimiento. Este 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 
procedimientos 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 sol dadura deberá determinarse por pruebas destructivas.  
8.2.1 Los procedimientos 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 li neamientos 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 disponi bles para 
referencia 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 especí fica para cuestionar 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 advers as 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 este Proyecto de Norma Oficial 
Mexicana y e n instalaciones superficiales de acuerdo a lo establecido en el numeral 7.62 de este 
Proyecto de 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 operen 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 tubería 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 soldadur a, 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 alineados para proporcionar las condiciones 
más favorables para la deposición de la soldad ura 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 -calentamiento de la tubería se deben establecer en base a 
sus propiedades mecánicas y metalú rgicas, los cuales deberán estar incluidos en el procedimiento 
de soldadura correspondiente.  
8.10 Inspección y prueba de soldaduras.  
8.10.1  Las uniones soldadas circunferenciales tanto en línea regular como en obras especiales, 
empates y doble junta, inclu yendo conexiones e interconexiones soldadas se deben inspeccionar 
radiográficamente al 100% mediante rayos X, rayos Gamma o ultrasonido por haz angular. En caso 
de que técnicamente no sea factible aplicar este método de prueba, la inspección se podrá lleva r 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 de 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 realizar 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 i nspeccionada 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 esta blecer 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 realizar 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 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.  
8.14 Quemaduras por arco . Las quemaduras por arco pueden causar concentraciones 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 Oficiales Mexicanas, Normas Mex icanas, y a falta de éstas con las normas y lineamientos 
internacionales, y a falta de éstas con las normas o códigos extranjeros. Si el espesor de pared del 
tubo después del esmerilado es menor al permitido por las especificaciones 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 la s 
especificaciones o estándares que sean congruentes con este Proyecto de Norma Oficial 
Mexicana.  
9.2 Inspección de materiales.  Cada tramo de tubería y sus componentes se deben inspeccionar 
visualmente en el sitio de la instalación (franja de seguridad) po r 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, mantenim iento 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 franj a 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 fac tor 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 prop orción del diámetro de cada ducto adicional 
más la separación que haya entre ellos de acuerdo con el 
numeral  7.6 de este Proyecto de Norma.  
  
  
 
Dentro de zonas urbanas  
Hasta 101.6 mm (4")  Diámetro exte rior 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 Regulado debe 
sujetarse a las disposiciones del titular de dicha franja.  
En el caso que el Regulado 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 l e deberá adicionar la separación 
entre paños de tubos, misma que deberá 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 d eben 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, en cualquier caso, las 
separación entre Ductos debe permitir efectuar las actividades de mantenimiento en cualquiera 
de e llos sin afectar a los otros Ductos.  
9.3.2 Cuando no se pueda establecer 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 este Proyecto de Norma.  
9.3.3  El Regulado debe tener servidumbre de paso o titularidad de la franja de seguridad del 
Ducto.  
9.3.4  El Regulado que identifique invasiones a la franja de afectación y/o al derecho de vía de un 
ducto, deber á notificarlo al gobierno estatal y local de que se trate, así como a la Agencia 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 do blado.  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 colocar 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, pantan os 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 l os dobleces localizados en las 
márgenes y el espesor 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, recubrimientos 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, s e 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 deb e rellenar de manera que:  
a)    Se proporcione un 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 t ransporte 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 ánu lo 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 esfuerzo 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 r ealizar 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 con siderar, 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 área 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 líqu ido de perforación;  
h)    Planes de contingencia sobre derrame o pérdida de fluido, respuesta, limpieza y mitigación; y  
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 
tubería;  
b)    Inspección visual de la tubería y recubrimiento en el punto donde sale del punto de 
perforación; y  
c)    Prueba de presión después de la instalación de la sección que fue colocada mediante 
perforación horizontal.  
9.9 Reparaciones de rasgaduras y est rías 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 tubería 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 d e una hendidura se deberá medir entre 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 porció n 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 
este Proyecto de Norma Oficial Mexicana.  
9.11 Reparaciones por parche. No se permite repa rar los defectos de la tubería por medio de 
parches.  
  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 r elación 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, deberá 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.  
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 
rasgad uras, 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 mayores 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 con las secc iones 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 este Proyecto de 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 modificaciones.  
10.1.1 La prueba de hermeticidad debe real izarse 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 co n 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 instrumentado; 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 protección.  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 de 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 Regulado deberá contar con los procedimientos respec tivos 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 
Verifica ción. 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 Regulado deberá mantener los datos de la p rueba 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 de 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 en la zanja y realizados los empates, se debe efectuar la prueba de 
hermeticidad. En el caso de prueba por tramos, se debe poner especial cuidado en la i nspección 
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 t ramos de tubería así como, en su caso, 
localizar y eliminar todas las fugas de conformidad con lo establecido en este Proyecto de Norma.  
10.3.4 Al término de la prueba no debe existir cambio en la presión, más que el atribuible a una 
variación en temperatu ra o presión atmosférica, el cual deberá 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 debe 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 multiplicars e por el resultado de la siguiente relación:  
(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 tangenciales 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 temperatura del suelo donde están alojados los ductos o 
por insuficiente disponibilidad de agua con calidad satisfactoria, se puede imple mentar una 
prueba neumática aplicando las consideraciones del cuadro 10.  
10.4.1  Si el operador del sistema de transporte decide 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 podrá 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 inerte, es el indicado en el Cuadro 10 siguiente:  
Cuadr o 10. - Esfuerzo tangencial máximo permitido de la presión de prueba mediante aire o gas  
Clase de localización*  Esfuerzo tangencial máximo permitido como 
% 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 este Proyecto de 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 esfuerzos 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 probadas 
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 derivaciones 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 acuerdo a lo indicado en el numeral 10.4 de este Proyecto de 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 este  Proyecto de Norma.  
c)    Para derivaciones en otros materiales y operadas como máximo a 689 kPa, se deben probar de 
acuerdo a lo indicado en el numeral 10.6 de este Proyecto de 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 prueba, 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 aceptación.  
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 h ermeticidad 
después de su instalación, si el fabricante del componente 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 fab ricadas y tramos cortos de ducto en donde no es práctico o 
conveniente 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 herm eticidad 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 rep ortes 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 incrementos 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 nor mas y lineamientos internacionales, y a falta de éstas 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 Re quisitos generales . La operación, mantenimiento y seguridad 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 p rocedimientos para la operación, mantenimiento y seguridad.  
b)    Programa anual para desarrollar las actividades de operación, mantenimiento y seguridad. Ver 
disposición 11. 47.1 de este Proyecto de Norma.  
c)    Programa para la Prevención de Accidentes ( PPA). Ver capítulo 12 de este Proyecto de Norma.  
d)    Programa de capacitación y entrenamiento. Ver disposición 11.5 de este Proyecto de 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 la 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 m ínimo una vez cada año calendario, en lo referente a los planes y 
procedimientos descritos. El manual deberá tener correspondencia con las características, equipos 
e instalaciones que integren el sistema de transporte, y acorde a los lineamientos de este P royecto 
de Norma. Cuando se encuentren deficiencias en la aplicación de sus procedimientos, 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 o peración y mantenimiento por el 
personal operativo, en formato electrónico o medio impreso.  
11.2.1 Características del manual para la operación, mantenimiento y seguridad. El manual debe 
incluir los procedimientos detallados que garanticen que las activida des de mantenimiento y 
operación se realicen de manera segura y debe considerar como mínimo, lo siguiente:  
11.2.1.1 Para condiciones normales:  
a)    Los procedimientos aplicables a tuberías, válvulas, equipos y accesorios;  
b)    Los procedimientos aplicabl es 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 detalla dos 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 establec ido en el numeral 11.29.  
h)    Las instrucciones para el patrullaje 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 tem peratura del 
fluido para detectar desviaciones de las condiciones 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 o peración 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 co rrección relativa al:  i.    Cierre de válvulas y paros no intencionales;  
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 normal 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 integri dad y 
operación segura;  
c)    Los detalles para la notificación 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 anor mal derive en tal situación;  
  
d)    Revisión periódica del 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 este Proyecto de 
Norma, se deben incluir en el manual para la operación, mantenimiento y seguridad. Algunos 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.  Estas 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 conjuntame nte 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 Presión 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 cualquiera 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 este Proyecto de 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 este Proyecto de 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 opera dos 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 esta 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 este Proyecto de Norma;  
d)    La presión determinada como la máxima que se establece despu és 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:  a)    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.  
b)    Que el sistema o trayecto de tubería conserve sus condiciones de integridad mecánica en toda 
su tray ectoria.  
c)    Que el ascenso de la presión sea de forma gradual en un 10% cada hora.  
d)    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 Agencia.  
11.6.3  Un tramo de ducto al cual es aplicable el numeral 11.6.1, no queda excluido de cumplir con 
lo indicado en el capítulo 7, sección F de este Proyecto de 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 cor responde 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 su valor de acuerdo con los criterios siguientes:  
a)    La MPOP del tramo se debe reducir de ma nera que el esfuerzo tangencial correspondiente sea 
menor que el permitido por este Proyecto de Norma para tuberías en esa misma clase de 
localización.  
b)    Si el tramo ha sido probado previamente durante un periodo de prueba mayor de 8 horas de 
acuerdo c on lo establecido en el capítulo 10 Pruebas de hermeticidad de este Proyecto de Norma, 
la MPOP debe ser la que indica el Cuadro 12 siguiente:  
Cuadro 12. Confirmación y revisión de la MPOP  
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 este Proyecto de Norma y su MPOP se debe establecer de acuerdo 
con los criterios siguientes:  
1.   La MPOP confirmada no debe exceder a aq uélla existente antes de la prueba;  
2.   La MPOP después de la prueba de revaloración debe ser la indicada en el Cuadro 12, y  3.   El esfuerzo tangencial máximo debe ser el indicado en el Cuadro 12.  
d)    La modificación de la MPOP de un tramo de tubería d e acuerdo con este numeral, no excluye 
la aplicación de los numerales de la sección G del capítulo 11 de este Proyecto de Norma.  
e)    La modificación de la MPOP que se requiera como resultado de un estudio de acuerdo con el 
numeral 11.7 de este Proyecto de 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 pueden 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 este Proyecto de 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 c lase de localización y se debe realizar una 
Evaluación de ingeniería, ver disposición 11.41.1 de este Proyecto de Norma, para determinar:  
a)    La nueva clase de localización del ducto;  
b)    Si las condiciones de diseño construcción y pruebas originales a sí como el historial de 
operación y mantenimiento permiten cumplir con los requerimientos 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 necesarias 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 cambio 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 este Proyecto de 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 Regulado deberá informar a la Agencia sobre los cambios en la Clase de localización 
implementados y conservar, durante la vida d el proyecto, la Evaluación de ingeniería, 
modificaciones y pruebas realizadas, en caso de ser requeridas por la Agencia u otra autoridad.  
11.8 Dispositivos de control de presión, limitadores de presión y relevo de presión.  
Se deberán observar las considera ciones 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 establ ecida, cumpliendo con las disposiciones aplicables del capítulo 7 de este 
Proyecto de 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 u n intervalo máximo 
de 15 meses entre inspección e inspección, 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 qu e 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 i gual o mayor de 6 m3, se 
deben inspeccionar a intervalos 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 interior 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 l as 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 p rocedimiento 
que considere cuando menos lo siguiente:  
a)    El personal que realice las perforaciones bajo presión debe:  
1.   Estar familiarizado con las limitaciones de presión del equipo a utilizar, y  
2.   Estar capacitado en los procedimientos mecánicos y en las medidas de seguridad relacionadas 
con el uso del equipo 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 familiarizado con dichas instalaciones o no se conozca 
su ubicación exacta.  
1.   Se deben revisar los planos y ponerse en contacto con los propietario s 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 d e una 
mezcla explosiva dentro del ducto. Si el gas no se puede abastecer en cantidades suficientes, se 
debe introducir 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 
tube ría 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 este Proyecto de Norma.  
11.14 Vigilancia continua.  Las personas que realicen actividades de transporte deben tener un 
procedimiento para la vigilanc ia continua de sus instalaciones, para determinar y tomar la acción 
apropiada en casos de cambios en la clase de localización, 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 satisfactorias, pero 
no existe un riesgo inmediato, se debe iniciar un programa para reacondicionar o eliminar el tramo 
involucrado y, en caso d e 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, an ormales 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:  
1.   Modificación en la densidad de población y cambio de clas e de localización;  2.   Efecto de la exposición a la intemperie o movimiento de las tuberías;  
3.   Cambios en la topografía que pudieran afectar a las instalaciones;  
4.   Posible manipulación peligrosa, vandalismo o daños o evidencia de tales situaciones;  
5.   Acciones de terceros sobre las tuberías, y  
6.   Posible filtración de gas a edificios desde los registros y fosas a través de entradas de aire.  
b)    Revisión y análisis periódicos de documentación que incluyan:  
1.   Inspección de fugas;  
2.   Inspección de válvulas;  
3.   Inspección de equipos de regulación, alivio y limitación de presión;  
4.   Inspección de control de corrosión, e  
5.   Investigación de fallas de las instalaciones en general.  
11.15 Odorización.  El gas se debe odorizar en los Duc tos de transporte ubicados en Clase de 
Localización 3 o 4, cuando se encuentre el 50% o más de la longitud del ducto en esas clases de 
localización.  
  
La odorización no es requerida para:  
a)    Gas en campos subterráneos  
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 proc eso 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 
adyacentes al área de la Fran ja 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 construcción, 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 dete rmina 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 como mínimo entre 
patrullajes no d eben 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 ríos y ferrocarril, y áreas públicas de rec reo 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 especies 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 medio de una evaluación directa con el pr opósito 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 determina en función de la 
longitud, topo grafía, 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 Cu adro 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 metr os 
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 Regulado.  
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 Norm as 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 descri tos 
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 
Regulado, teléfono(s) del mismo, y las leyendas gas natural (o gas transportado), no excavar.  
c)    En ambos casos, el Regulado deberá considerar medi das adicionales en el programa de 
operación y mantenimiento.  
d)    Cuando en la franja de seguridad del ducto existan dos o más ductos, el Regulado 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 seg uridad, 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, siempre 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 utilizar 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 evit ar 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 este Proyecto de 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 integri dad 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 no rmas y 
lineamientos internacionales, y a falta de éstas con las normas o códigos 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 este  Proyecto de 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 adecua das para la configuración aplicada.  
11.21 Reparación de tubos de acero. Cada imperfección 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 características 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 no minal 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 ubicac ión exacta del mismo. 
Estos registros deben guardarse durante toda la vida útil del sistema.  
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, ranur a, 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 corroídas con una profundidad mayor a 
40% del espesor nominal del tubo.  
11.21.2 Para el propósito de es ta 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 
espesor de pared del mismo. La profundidad de una abolladura se mide como la separación entre 
el punto má s 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 hen diduras 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, que madura por soldadura, 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 circunfer encial; 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 lineamient os 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 car rete dañado y se reemplazará 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 oper ación 
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 tuber ías 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 ace ptable 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:  1.   No existe fuga en la soldadura;  
2.   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  
3.   El espesor remanente de la soldadura, después del esmerilado, no debe ser inferior a 3.2 mm.  
c)    Las s oldaduras 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 q ue 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 correg ir 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 me diante 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 conforme 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 tra nsporte 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 establ ecido en el numeral 10.3 de este Proyecto de Norma Oficial 
Mexicana.  
11.26 Prueba de las reparaciones realizadas por soldadura.  Las reparaciones que se realicen por 
soldadura de acuerdo con los numerales 11.19, 11.20 ,11.21 y 11.22 anteriores deben examina rse 
bajo el criterio establecido en el numeral 8.10 de este Proyecto de 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 perman entes, siempre y cuando 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:  a)    La concentración de esfuerzos a la flexión de la  tubería debe localizarse dentro de la 
envolvente;  
b)    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;  
c)    Tener un espaciamiento ad ecuado con otros dispositivos de la tubería;  
d)    Tener un soporte adecuado durante la instalación y operación, y  
e)    Ser probada a la presión de prueba que marca este Proyecto de Norma.  
11.28 Resistencia de las envolventes de refuerzo. La resistencia d e 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 esfuerzos 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. Es taciones 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 est ablecido en los numerales 11.34 y 11.35 de este 
Proyecto de 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 deb e 
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 e sperado.  
11.31 Aislamiento de equipos 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 almacenami ento 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, est é 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  gas 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 concentrac iones 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 mante ner 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 disposit ivos 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  intervalos 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. Estacione s de 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 seleccionadas; y  
c)    Están proteg idas 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 sit io 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 rebasar la presión máxima de seada.  
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 localiz ación 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 deberán 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 entrega  
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 válvulas 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 fuego, y  
e)    El equipo electromecánico y obra civil de la esta ción.  
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 diferentes a la densidad poblacional, ya sea incrementándola por n ecesidades 
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 con lo siguiente:  
a)    Establecer las medidas de seguridad n ecesarias 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 presión 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 presión y 
siguiendo el procedimiento correspondiente.  
11.40 Doc umentación 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 este Proy ecto de 
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 
desarrolladas.  
11.41 Plan escrito.  Cuando se modifiquen las condi ciones 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 incrementar 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 numerales 11.6.1 a 11.6.3 de este Proyecto de Norma.  
11.42.1 Ev aluación 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 presión propuesta y si a la fecha de incremento de la M POP no se tienen 
retrasos en las actividades correctivas o de inspección, programadas de acuerdo al sistema de 
administración de integridad de ductos de este Proyecto de Norma.  
La evaluación de ingeniería a que se refiere el párrafo anterior debe incluir a l 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 utilizando 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 regi stros 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 este Proyecto de 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 el incremento de la MPOP pero las 
pruebas de presión no resultan prácticas para el tramo de ducto, e l establecimiento de una nueva 
MPOP deberá realizarse de acuerdo a lo siguiente:  
a)    Seleccionar la nueva MPOP que haya sido confirmada por la evaluación de 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 reem plazar 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 encontrad as 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 ductos, se debe evaluar la MPOP de la 
tubería y considerar como alternativas:  
a)    Realizar la reparación o reemplazo correspondi ente 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 ducto 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)    Determi nar la longitud efectiva de corrosión a lo largo del eje longitudinal de la tubería L (en 
mm).  
c)    Calcular el factor adimensional 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 ac tual.  
       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 su perior al de P.  
f)     Si la MPOP actual es igual o menor a P´, el área con problemas de corrosión puede 
permanecer en servicio 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 este Proyecto 
de 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 d e seccionamiento, estaciones 
de compresión, estaciones de regulación y medición, pasos aéreos y trampas de diablos, 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 la instalación 
superficial y las mediciones en cada pieza deben ser en al menos dos posiciones distintas.  
H. Desactivación y reactivación de tuberías.  
11.44 Desactivación de tub erías.  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 e ste Proyecto de 
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 desactivación 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 secci ón, se debe desconectar de todas las fuentes de abastecimiento de gas y 
purgarse;  
b)    Si se utiliza aire para purgado, se debe asegurar que no esté presente una mezcla explosiva 
después del purgado, y  
c)    La tubería, una vez purgada, debe estar físicam ente 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 servi cio 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 satisfact orias 
de operación  
de acuerdo con este Proyecto de Norma;  
b)    Inspeccionar el sistema de 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 este Proyecto de 
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 capí tulo de Operación, y  
e)    Mantener, durante el periodo de operación del sistema de transporte, un registro de las 
operaciones realizadas, pruebas, reparaciones, reemplazos y modificaciones o alteraciones hechas 
bajo los requisitos de este numeral. Para lo s sistemas de transporte que no cuenten con dicho 
registro antes de la entrada en vigor de este Proyecto de Norma, éste se deberá llevar a cabo en 
forma obligatoria a partir de la entrada en vigor del presente Proyecto de Norma.  
11.48 Elaboración del progr ama anual de operación, mantenimiento y seguridad  
11.48.1  El Regulado deberá elaborar el programa anual de operación, mantenimiento y seguridad 
del Sistema de transporte que sea congruente con lo establecido en el capítulo 11 de este 
Proyecto de Norma. Dicho programa deberá ser verificado por una Unidad de Verificación 
debidamente acreditada y aprobada por la Agencia.  
El programa debe 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, operación, 
mantenimiento y seguridad  
c)    Desarrollo cronológico de las actividades estableciendo su interdependencia con otras, e n su 
caso. Se debe mostrar claramente la fecha de inicio y terminación de la actividad.  
d)    Manual, instrucciones y recomendaciones del fabricante del equipo, sistema o instalación 
correspondiente, en su caso.  
e)    Descripción de los recursos humanos y tiempo asignados a cada actividad  
f)     Persona responsable de las actividades  
g)    La forma en que se van a controlar el desarrollo y ejecución de las actividades programadas  h)    Bitácora de las actividades de operación, mantenimiento y seguridad  
11.4 8.2 El Regulado deberá presentar anualmente a la Agencia durante los primeros 90 días del 
año calendario en curso, el dictamen emitido por una UV acreditada 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 disposición  
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 qu e fueron subsanadas, en su caso, las no 
conformidades por parte del Regulado.  
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 Agencia, así como en lo 
indicado en el Apéndice V de este Proyecto de 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 prevención 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 cons trucción incluyen: la excavación, uso de explosivos, 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 prevención 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 información 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)    Proporciona r 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 tube ría, 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, 
tanto a nivel i nterno 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 estratégicos d e 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, servicios coor dinados de salud, cuerpo de bomberos 
municipales, partidas militares y empresas privadas, que puedan brindar apoyo en caso de una 
emergencia. Los sitios donde se realicen los simulacros deben variarse de un simulacro a otro.  
13. Sistema de administración d e 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 medidas efectiv as 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 industriales.  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 adecuada op eración 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 objeto 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 Regulado debe tener como objetivos los rubros siguientes:  
a)    Llevar a cabo una evaluación inicial sobre el estado físico del Sis tema 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 fallas 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 punto de vista de ingeniería, administración de la 
integridad es l a 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 útil.  
13.2.3 Amenaza:  Es toda condición física o química que ti ene 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 Regulados deben implantar un SAID de conformidad con lo previsto en este Proy ecto de 
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), compleme ntado 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.     Ident ificar 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 traba jo con fechas compromiso que considere, entre otras, las 
medidas que se implementarán sobre 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 Regulado 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 PAI, 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 Regulado puede basarse en 
alguno de los dos métodos siguientes:  
a)    Método prescriptivo . En este método los requerimientos tanto de información como de 
análisis son menos extensos. Se requiere recopilar información específica con objet o 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 transpo rte y establecer intervalos 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 produc ir un plan de administración 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 histo rial operativo y de integridad. 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 for man el Sistema de transporte, 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 Regulado debe implantar un Plan de Administración de l a Integridad 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 
pote nciales, 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 tran sporte 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 una 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 identifica das, 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 estudio de ri esgos 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 transporte. 
Adicion almente, 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 información sobre l a 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 la evaluación de la integridad de las ins talaciones, 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 resultad os 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 Regulado debe incorporar los objetivos 
siguientes:  
a)    Priorizar los sistemas que forman parte del Sistema de transp orte 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 identificadas;  
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 clasificar 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 temporal es 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 acepta ble 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 la atención de las 
recomend aciones 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 d e 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 tom ar 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, también, la variación de la d ensidad 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, reservas 
ecológicas, zonas con s usceptibilidad 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 repercuti r 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 trayecto del Sistema de transporte.  
13.5 Implementació n del Sistema de Administración de la Integridad de Ductos (SAID).  
13.5.1 Los Regulados responsables de la operación y mantenimiento de los sistemas de transporte 
deben implementar un SAID de acuerdo con lo establecido en el presente capítulo de este 
Proye cto de 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 
numéricas o un programa de inspección y mantenimiento aisla do. 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 este Proyecto de Norma Oficial Mexicana en cuanto a la adm inistración de la 
integridad de ductos, es establecer las bases para que los Regulados implementen un sistema de 
administración que contenga programas, metodologías y medidas adecuadas que permitan 
identificar y evaluar los riesgos de los ductos, establece r 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 personas y sus bienes, así como de las instalaciones y 
medio ambiente que las rodea.  
13.7 Bases 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 realizarán las diferentes actividades. A medida que se recaben 
datos e in formación 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 proces o 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 base 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 sección y la información que 
soporte la identificación de la amenaza,  
c)    Las bases para selecci onar 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 de utilizar métodos complementarios o en forma conjunta. Entre los distintos métodos disponibles d eben 
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 es fuerzos, 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 ev aluación 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 sol ventar 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 sigu iendo 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 externa,  
ii.   Corrosión int erna,  
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 construcció n / 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 d el 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 Regulado debe completar el plan base de evaluación del nuevo tramo a más 
tardar en un año para riesgo tipo A y en 2 años para riesgo tipo B.  
f)     Cuando haya ampliaciones nuevas al ducto, el Regulado dispondrá de un año para completar 
el pl an 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 d ebe implementar en el 
sistema una metodología para que la evaluación de la integridad sea un proceso continuo y 
sistemático que incorpore la información de las evaluaciones previas con objeto de integrar un 
SAID detallado y exhaustivo. La continuidad del p rograma 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 d el 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 e valuado 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 impact o 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 periodo 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 Regulado debe 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 eliminar 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 temporal exceda 365 
días, el Regulado 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 ser 
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 
menores 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 Regulado debe 
monitorear las condiciones de los defectos no reparables a corto plazo para tomar en cuenta su 
condición en los estudios de riesgos subsecuentes, e identificar cualquier cam bio 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 t engan 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 tubería 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 cir cunferencial o longitudinal 
pero que, mediante una Evaluación de ingeniería se demuestre 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 evalu ación 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 mit igación que se establecerán para proteger las 
áreas de gran impacto.  
i)     Implementación 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 s istema 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 riesgos para el personal, instalaciones y 
medio ambiente.  
13.10 El Regulado debe reportar los resultados de la inspección y evaluación de la integridad del 
Sistema de transporte  a la Agencia 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 Regulado debe implantar un programa de desempeño cuyo propósito es cuantificar la 
efec tividad 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 medi ante la aplicación del SAID.  
13.13 Programa de comunicación del SAID  13.13.1 El Regulado debe desarrollar e implementar un plan de comunicación para informar 
quinquenalmente a la Agencia, o antes en caso de alguna modificación al mismo, 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 Regulado 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 Regulado deberá establecer los criterios para 
aprobar e implementar dichos cambios al SAID. Par a 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 control de calidad constituye la prueba documentada y sistemática del cumplimiento 
del SAID. El Regulado 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 e xista un registro y trazabilidad del mismo. 
El programa debe consistir de lo siguiente:  
a)    Identificar los 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 Regulado 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 programa 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 por 
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 Regulado debe implantar un programa de investigación y análisis de accidentes, que 
incluya su reporte y seguimiento, cuyo propósito es instrumentar medidas cor rectivas y evitar su 
recurrencia. En caso de haberse presentado un accidente en el Sistema de transporte, el Regulado 
debe dar aviso a la Agencia y a las autoridades competentes de manera inmediata. Este aviso debe 
formalizarse de acuerdo a las disposicion es administrativas de carácter general que para dicho fin 
emita la Agencia, adicionalmente, el Regulado deberá reportar a la Agencia el resultado del 
programa de investigación y análisis del accidente, así como las medidas correctivas 
implementadas, en el plazo que determine la Agencia.  
13.17 Reportes del SAID  
13.17.1 Los Regulados cuyos Sistemas de transporte se encuentren en operación a la entrada en 
vigor de este Proyecto de Norma Oficial Mexicana, deberán verificar el SAID, de conformidad con 
lo estable cido 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 Agencia 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 Regulados a quienes les aplica este Proyecto de Norma Oficial Mexicana y cuyos 
Sistemas de transporte sean instalacione s nuevas, deberán verificar el SAID, de conformidad con el 
numeral 13.5 y presentar a la Agencia 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 de 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 Regulados deben elaborar su programa anual de operación , mantenimiento y 
seguridad del Sistema de transporte aludido en la disposición 11.1 de este Proyecto de Norma 
Oficial Mexicana, considerando, entre otros, los resultados reportados del plan de administración 
de la integridad correspondiente.  
13.18 Notific ación del reporte anual de incidentes.  
13.18.1 El Regulado deberá enviar a la Agencia un reporte anual de incidentes de su Sistema de 
transporte y la manera en que fueron atendidos.  
14. Vigilancia  
14.1 La vigilancia del cumplimiento del presente Proyecto d e Norma Oficial Mexicana corresponde 
a la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector 
Hidrocarburos por conducto de su personal autorizado o de las personas físicas o morales 
acreditadas, mismas que la Agencia apru ebe para tales efectos.  
Las violaciones al presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana serán sancionadas tomando en 
consideración la gravedad que la violación implique en relación con la seguridad industrial, 
operativa y la protección al medio ambiente, en  términos de los dispuesto por la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, la Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección 
al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, otras disposiciones administrativas de carácter 
general que la  Agencia emita y demás ordenamientos jurídicos aplicables.  
15. Concordancia con normas internacionales  
Este Proyecto de Norma Oficial Mexicana no tiene concordancia con norma o lineamiento 
internacional en la materia.  
16. Bibliografía  
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to ASME B31 Code for Pressure Piping  
ASME B 16.33 -1990, Manually operated metallic gas valves for use in gas piping systems up to 125 
psig, size ½" -2". 
ASME B 16.34 -1996, Valves flanged, threaded and welding end.  
ASME B 16.38 -1985/Reaffirmed 1994, Large metallic valves for gas distribution (manually operated 
NPS 2 ½" to 12", 125 psig max.).  
ASME B 16.40 -1985/Reaffirmed 1994, Manually operated thermoplastic gas shut -offs and valves in 
gas distribution systems.  
ANSI/ASME B36.10M -2000 Welded and Seamless Wrought Steel Pipe  
MSS SP -44 "Bridas para Tuberías de Línea de Acero" (1991).  
MSS -SP-75 "Estándares de conexiones para tuberías" (1988).  
MSS -SP-58 "Soportes para tubería, diseño y materiales" (1983).  NFPA 69, ExplosionPreventionSystems, 1992.  
ANSI/NFPA 70 "Código eléctrico nacional" (1993).  
NFPA 328, Manholes, Sewers and Similar Underground Structures, 1992.  
NFPA 5113, Cutting and Welding Processes, 1989.  
AGA Technical report No. 10, Steady Flow in gas  pipelines fluid flow model.  
NACE RP 0169 -1996, Standard Recommended Practice. Control of external corrosion on 
underground or submerged metallic piping systems.  
TRANSITORIOS  
PRIMERO.  El presente Proyecto de Norma Oficial Mexicana, PROY -NOM -007-ASEA -2016, 
Transporte de gas natural, etano, biogás y gas asociado al carbón mineral entrará en vigor a los 60 
días naturales posteriores a su publicación como Norma Oficial Mexicana definitiva e n el Diario 
Oficial de la Federación. Una vez hecho esto se cancelará y sustituirá a la Norma Oficial Mexicana 
NOM -007-SECRE -2010, Transporte de gas natural, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 
día 8 de febrero de 2011.  
SEGUNDO.  Para los duc tos que hayan sido construidos previo a la entrada en vigor de la Norma 
Oficial Mexicana definitiva y no cumplan con la disposición 11.15 del Capítulo 11 "Operación, 
Mantenimiento y Seguridad", el Regulado deberá elaborar y presentar a la Agencia, en un pl azo de 
60 días posteriores a la entrada en vigor de la Norma Oficial Mexicana definitiva, un programa de 
cumplimiento que indique las etapas y tiempo para satisfacer dicho requerimiento.  
El Regulado deberá ejecutar el programa en un periodo que no exceda d e 18 meses, contados a 
partir de la entrada en vigor de la Norma Oficial Mexicana definitiva, así como deberá enviar 
informes semestrales a la Agencia respecto de la ejecución. En caso de que el Regulado requiera 
de ampliación del plazo para ejecutar el pr ograma de odorización, deberá comunicarlo a la 
Agencia dentro de los primeros 12 meses. La Agencia podrá ampliar el plazo previsto hasta por 9 
meses, una vez concluido el primer periodo.  
Agotado el período de 18 meses previsto en este transitorio, o la amp liación que en su caso 
determine la Agencia conforme al párrafo anterior, la odorización será una condición necesaria 
para la operación de todo sistema de transporte por ducto de gas natural etano, biogás y gas 
asociado al carbón mineral, en los términos p revistos en este Proyecto de Norma.  
TERCERO.  El Capítulo 13 "Sistema de administración de la integridad de Ductos" del presente 
Proyecto de Norma Oficial Mexicana será vigente y de cumplimiento obligatorio, en tanto la 
Agencia emita la Norma Oficial Mexica na en materia de Administración de Integridad de Ductos, 
que sustituirá a dicho Capítulo.  
APENDICE I  
CONTROL DE LA CORROSION EXTERNA EN TUBERIAS DE ACERO ENTERRADAS Y/O SUMERGIDAS  
INDICE  1.     Introducción  
2.     Definiciones  
3.     Control de la corro sión 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    Anodos galvánicos o de sacrific io 
3.3.2    Corriente impresa  
3.4     Aislamiento eléctrico  
3.5     Criterios de protección catódica  
3.6     Perfil de potenciales de polarización  
3.7     Potencial tubo/suelo máximo permisible  
3.8     Mediciones de corriente eléctrica  
3.8.1    Medición de potenciales tubo/suelo  
3.8.2    Medición de resistividad  
3.8.3    Medición de corriente eléctrica  
3.9     Funcionalidad del sistema  
3.9.1    Previsiones para el monitoreo  
3.9.2    Interferencia con otros sistemas  
3.9.3    Cruzamientos  
3.9.4    Defectos en el recubrimiento anticorrosivo  
3.10     Operación, inspección y mantenimiento  
3.10.1  Fuentes de energía eléctrica  
3.10.2  Camas anódicas  
3.10.3  Conexiones eléctricas  
3.10.4  Aislamientos eléctricos  3.10.5  Recubrimientos  
3.10.6  Levantamiento de pot enciales  
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 de l proceso electroquímico, que ocasiona el 
flujo de iones del metal de la tubería al electrolito que la rodea. Para reducir este efecto es 
necesario ejercer un control de los factores que influyen en el proceso de corrosión, donde la 
adecuada selección del material de la tubería y la aplicación de los recubrimientos son los 
primeros medios utilizados para evitar dicho daño.  
La función del recubrimiento es aislar la superficie metálica de la tubería del electrolito que la 
rodea. Además del recubrimiento antic orrosivo se debe aplicar protección complementaria a la 
tubería mediante el uso de protección catódica. La implementación, instalación, operación y 
mantenimiento adecuado del control de la corrosión externa en tuberías de acero enterradas o 
sumergidas han demostrado ser una herramienta eficaz que aumenta la confiabilidad de las 
tuberías destinadas al transporte de fluidos.  
2. Definiciones  
Para efectos de este Apéndice se establecen las definiciones siguientes:  2.1 Anodo: Elemento emisor de corriente eléctri ca; es el electrodo de una celda en el cual ocurre 
el fenómeno de oxidación.  
2.2 Anodo galvánico o de sacrificio: Metal con potencial de oxidación más electronegativo que el 
de la tubería por proteger y que al emitir corriente eléctrica de protección, se c onsume.  
2.3 Anodo 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 estructura 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 Cátodo: 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 recub rimiento 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 este P royecto de Norma.  
2.10 Corriente de protección catódica:  Corriente eléctrica directa necesaria para obtener los 
valores del potencial electroquímico de protección de una estructura 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 pr oduce 
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 pérdid a 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 rodea.  
2.14 Densidad de corriente: Corriente eléctrica directa por unidad de área, exp resada usualmente 
en miliampere por metro cuadrado o miliampere por pie cuadrado.  
2.15 Electrodo de referencia: Media celda electroquímica cuyo potencial es constante. Es un 
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 proteger.  
2.19 Interfases: Transición a la que se somete la tubería al cambiar de elec trolito, 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 Federal sobre Metrología y 
Normalización responsable de realizar pruebas a materiales co n 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 q ue envuelven al ánodo para incrementar 
su conductividad eléctrica en el terreno donde se alojan.  
2.22 Polarización:  Magnitud de la variación de carga en un electrodo de un circuito abierto 
causado por el paso de una corriente eléctrica.  
2.23 Potencial crít ico: Voltaje de protección catódica de valor inferior en relación al valor de 
cualquiera de los criterios de protección catódica.  
2.24 Potencial natural:  Potencial espontáneo (sin impresión de corriente eléctrica directa) que 
adquiere una estructura metáli ca 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 co n el electrolito.  
2.26 Protección catódica: Procedimiento eléctrico para proteger las estructuras metálicas 
enterradas o sumergidas contra la corrosión exterior, el cual consiste en establecer una diferencia 
de potencial para que convierta a las estructura s metálicas en cátodo, mediante el paso de 
corriente eléctrica directa proveniente de la fuente seleccionada para el sistema.  
2.27 Prueba de requerimiento de corriente:  Aplicación de corriente eléctrica directa a la tubería 
por proteger catódicamente con e l 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 eléctrica directa de 
protección a una tubería enterrada y/o sumergida.  2.30 Recubrimiento anticorrosivo: Mater ial que se aplica y adhiere a la superficie externa de una 
tubería metálica para protegerla contra los efectos corrosivos producidos por el medio ambiente.  
2.31 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 relativa 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 protecció n catódica:  Conjunto de elementos como: ánodos galvánicos o inertes, 
rectificadores de corriente eléctrica, cables y conexiones que tienen por objeto proteger 
catódicamente una tubería de acero.  
2.35 Sistema de recubrimiento anticorrosivo: Conjunto de recu brimientos relacionados entre sí, 
cuyas cualidades físicas 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 recub rimientos para combinar dichas cualidades.  
2.36 Tubería enterrada o sumergida:  Es aquella tubería 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 buena s 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 tuberí a 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 este Proyecto de Norma.  
3.1.1 Durante el manejo y almacenamiento de la tubería recu bierta, ésta debe estar protegida 
para evitar  
daños físicos.  
3.1.2 Se debe realizar una inspección dieléctrica de acuerdo a las características del recubrimiento 
anticorrosivo para determinar que no presente poros o imperfecciones. En caso de detectarse imperfecciones se deben eliminar las reparaciones y realizar nuevamente la inspección dieléctrica 
hasta su aceptación.  
3.1.3  Cuando la tubería enterrada o sumergida  quede expuesta a la superficie se debe aplicar un 
recubrimiento anticorrosivo en la parte de transición que prevenga la corrosión entre el tramo 
aéreo y el enterrado (interfase suelo -aire).  
3.2 Estructura a proteger.  
3.2.1 Tuberías nuevas. Las tuberías nuevas enterradas y/o sumergidas deben ser recubiertas 
externamente y protegidas catódicamente, salvo que se demuestre mediante un estudio técnico 
realizado por el área técnica responsable del control de la corrosión externa, que los materiales 
son resistentes al ataque corrosivo del medio ambiente en el cual son instalados.  
3.2.2 Tuberías existentes. Se deben establecer métodos de evaluación para determinar la 
necesidad de implementar programas adicionales de control de la cor rosión y tomar las acciones 
correctivas de acuerdo con las condiciones prevalecientes.  
Los métodos y acciones mencionados deben incluir, como mínimo, lo siguiente:  
a) Evaluación:  
1. Se deben revisar, analizar y evaluar los resultados de la inspección y man tenimiento 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:  
i.    Potencial tubo/suelo;  
ii.    Resistividad del suelo;  
iii.   Potencial tu bo/suelo por el método de dos electrodos.  
3. La funcionalidad de un sistema de protección catódica se debe monitorear de acuerdo con lo 
indicado en los numerales 3.8 y 3.9 de este Apéndice.  
b) Medidas correctivas:  
1. Si se comprueba la existencia de áreas de corrosión en la tubería, se deben tomar medidas 
correctivas para inhibirla, entre las cuales se encuentran las siguientes:  
i.    Análisis de la efectividad y la continuidad de la operación del sistema de protección catódica;  
ii.    Mejoramiento del Sist ema de recubrimiento anticorrosivo en apego a lo establecido en la 
Disposición 3.1 de este Apéndice;  
iii.   Instalación complementaria de ánodos de sacrificio;  
iv.   Utilización de fuentes de corriente impresa;  
v.    Delimitación con aislamientos eléctrico s, y vi.   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 em presas encargados de los sistemas de tuberías estén de acuerdo y previamente se 
hayan realizado los estudios correspondientes. La integración de tuberías ya sean nuevas o 
existentes a otros sistemas de tuberías debe quedar documentada conforme con lo indic ado en el 
numeral 3.12 de este Apéndice.  
La instalación del puenteo eléctrico se debe realizar de acuerdo a lo indicado en la definición del 
término puenteo eléctrico en el numeral 2.25 de este Apéndice. Se deben proteger las áreas 
afectadas por las conexi ones en cada tubo con un recubrimiento anticorrosivo compatible.  
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) Anodos galvánicos o de sacrificio, y  
b) Corriente impresa.  
3.3.1 Anodos 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 q ue 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 fuen te 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 at mósfera 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 metálico, y  
f) En la unión de una tubería recubie rta 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 medició n 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 contacto con el electrolito. La 
determinación de est e voltaje se debe hacer con la corriente eléctrica de protección aplicada;  
b) Un potencial de protección tubo/suelo (catódico) de -950 milivolts, cuando el área circundante 
de la tubería se encuentre en condiciones anaerobias y estén presentes bacterias sulfato -
reductoras;  
Para una interpretación válida se debe efectuar la corrección a que haya lugar debido a la caída de 
voltaje originada durante la medición;  
c) Un cambio de potenc ial 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 in terrumpiendo la corriente eléctrica 
de protección y midiendo el abatimiento de la polarización. Al interrumpir la corriente eléctrica 
ocurre un cambio inmediato de potencial. La lectura del potencial después del cambio inmediato 
se debe usar como base de l a 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 e n 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 selecciona do. 
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 cab o 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. Est a 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 d ebe exceder al potencial 
de desprendimiento catódico o a valores de potencial más negativos que originen problemas 
colaterales. Como recomendación general, el valor máximo de potencial no deberá exceder de -
2,5 volts en condición de encendido con respecto de un electrodo de referencia o, -1,1 volts en la 
condición de apagado instantáneo; ambos potenciales referidos a un electrodo de referencia de 
cobre/sulfato de cobre saturado (Cu/CuSO4), con el electrolito circundante de la tubería a 
proteger o protegida catódicamente.  
Lo anterior, para reducir los efectos adversos tanto en el recubrimiento dieléctrico como en el 
ducto debido  
a una sobreprotección originada por el sistema de protección catódica.  
3.8 Mediciones de corriente eléctrica.  Durante las etapas de implementación, pruebas de campo, 
construcción, puesta en operación y seguimiento de la efectividad de los sistemas de protección 
catódica de tuberías enterradas y/o sumergidas, se deben realizar estudios que involucren la 
medición de  variables eléctricas tales como: potencial tubo/suelo (natural y de polarización), 
resistividad, resistencia y corriente. En esta sección 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 este Proyecto de Norma, tanto en ausencia de corriente eléctrica de protección 
(potenciales naturales o de corrosión), como en la im presión de corriente eléctrica (potenciales de 
polarización). Para efectuar la medición de esta diferencia de potencial se requiere utilizar una 
celda o electrodo de referencia. En el caso de tuberías de acero enterradas o sumergidas 
enterradas, se debe ut ilizar la celda de cobre/sulfato de cobre saturado (Cu/CuSO4).  
En los casos donde se utilicen electrodos de referencia diferentes al de cobre/sulfato de cobre 
saturado (Cu/CuSO4) se debe tomar en cuenta el potencial equivalente.  
Entre los electrodos de ref erencia más usados encontramos los potenciales equivalentes 
siguientes:  
a) KCl saturado (calomel) con un valor mínimo de potencial equivalente de: -0,78 volts.  b) Plata/cloruro de plata (Ag/AgCl) con un valor mínimo de potencial equivalente de: -0,80 volts . 
Se debe verificar cuando menos una vez al año el adecuado funcionamiento de los electrodos de 
referencia.  
Los voltímetros utilizados en la medición de la diferencia de potencial tubo/suelo deben tener una 
alta impedancia de entrada. Se recomiendan impeda ncias 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  Medició n de resistividad. Se deben realizar mediciones de la resistividad del suelo, para ser 
usadas como apoyo en la implementación del sistema de protección catódica.  
La tabla 1 proporciona datos indicativos de los efectos de corrosividad del suelo referidos a la 
resistividad del mismo.  
Tabla 1  
Relación entre la resistividad y corrosividad del terreno  
Resistividad del suelo (ohms/cm)  Corrosividad del suelo  
0-1.000  Altamente corrosivo  
1.000 -5.000  Corrosivo  
5.000 -10.000  Poco corrosivo  
10.000 -en adelante  Muy poco corrosivo  
  
3.8.3 Medición de corriente eléctrica. Durante las diferentes etapas en la implementación de un 
sistema de protección catódica para un sistema de tubería se deben efectuar, con la periodicidad 
indicada en los  programas de operación y mantenimiento de la empresa, las mediciones 
siguientes:  
a) Corriente eléctrica alterna de alimentación al rectificador;  
b) Corriente eléctrica directa en la tubería protegida;  
c) Corriente eléctrica directa de salida del 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 si stema de tubería a 
proteger, evitando interferencias, corto circuitos en encamisados metálicos y daños en los 
aislamientos eléctricos así como en el recubrimiento anticorrosivo.  
Todos los sistemas de tubería de acero deben contar con un sistema de protecci ón 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 promotores 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 para 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, carreteras, 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 e staciones 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 correspondiente se debe instalar en el sitio accesible más c ercano. 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 pueden 
instalar en banquetas, registros de válvulas o aco metidas, 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 seleccion ado, 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 si stema 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 pr oblema 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 
tube ría 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 vecina. En áreas donde se 
sospeche la presencia de corrientes eléctricas parás itas 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 tubería interferida, y  
c) La medición de las variaciones en la corriente el éctrica de salida de la corriente eléctrica de 
interferencia.  
Los indicios más comunes de interferencia con una fuente vecina son:  
a) Cambios de potencial tubo/suelo;  
b) Cambios de magnitud o dirección de la corriente eléctrica;  
c) Defectos en el recubrimiento, y  
d) Daños locales por corrosión en el ducto.  
Para mitigar los efectos mutuos entre las líneas de transmisión eléctrica y las tuberías de acero 
enterradas, la separación entre la pata de la torre o sistema de tierras de la est ructura de la línea 
de transmisión eléctrica y el ducto debe ser mayor de 15 metros para líneas de transmisión 
eléctrica de 400 kilovolts y mayor de 10 metros para líneas de transmisión eléctrica de 230 
kilovolts y menores.  
Cuando no sea posible lograr las  distancias mínimas recomendadas, se debe realizar un estudio del 
caso particular para reforzar el recubrimiento de la tubería donde sea necesario y, por ningún 
motivo, la distancia debe ser menor a 3 metros respecto de la pata de la torre de la línea de 
transmisión eléctrica.  
Se deben realizar estudios para evaluar los efectos que pudieran causar las descargas eléctricas de 
alto voltaje, corrientes eléctricas inducidas, cruces y paralelismo con torres de transmisión 
eléctrica y otras estructuras. Se deben realizar estudios y 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 propiciar aterrizamientos que 
provocarían una reducción en la efectividad del sistema de protección catódica.  Cuando existan cruzamientos y/o parale lismos con otras tuberías se debe verificar la interacción 
entre ambos sistemas mediante mediciones de potencial tubo/suelo y establecer las medidas 
correctivas para minimizar los efectos de la interacción.  
3.9.4 Defectos en el recubrimiento anticorrosivo.  Debido a que el recubrimiento anticorrosivo de 
la tubería está expuesto a daños y deterioros por factores tales como: absorción de humedad, 
esfuerzos del terreno y  
desprendimiento catódico, se deben realizar investigaciones enfocadas a identificar, cuant ificar 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 desnudas de la tubería.  
Cualquier tramo de la tubería que quede desnudo o expuesto al medio ambiente debe ser 
examinado en búsqueda de evidencias de corrosión externa y, dependiendo del estado del 
Sistema de recubrimiento antocorrosivo, se de ben tomar las acciones 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 anticorrosivos 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 enterrados 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 elem entos 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 e nergía 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 si stemas automáticos de protección catódica, los sistemas 
fotovoltaicos, turbo generadores y los supervisados a control remoto, se deberá realizar cuando 
menos una vez al año.  
En caso de ocurrir cambios positivos de potencial se debe tomar acción inmediata, 
particularmente en los puntos de impresión de corriente eléctrica, ya que esto pudiera indicar una 
polaridad invertida en la fuente externa de corriente eléctrica directa.  
3.10.2  Camas anódicas. Los dispositivos anódicos, por lo general, son instalados en forma 
permanente y no requieren de mantenimiento. Estos dispositivos deben ser revisados y 
reemplazados cuando se presente una falla o concluya la vida útil. Se debe verificar la corriente eléctrica de salida de los ánodos y la corriente eléctrica total de  la cama anódica, a fin de 
determinar si la cama anódica está funcionando correctamente. Cuando se requiera, los ánodos 
de la cama anódica se deben humectar con la adición de agua limpia.  
3.10.3  Conexiones eléctricas. Todas las conexiones eléctricas e inte rruptores 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 v ez al año y reemplazar en caso de falla.  
3.10.5  Recubrimientos. Se deben realizar inspecciones cuando menos cada seis meses del 
recubrimiento dieléctrico en todos los tramos de las tuberías que se encuentren en la superficie y 
en áreas expuestas. Cuando el  recubrimiento se encuentre deteriorado se debe reemplazar o 
reparar.  
3.10.6  Levantamiento de potenciales. Se deben efectuar mediciones de potenciales tubo/suelo a 
lo largo de la trayectoria de la tubería, a intervalos máximos de seis meses para zonas a ca mpo 
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 segur idad de la población, así como 
para áreas en donde se hayan identificado y probado la existencia de potenciales de subprotección 
y que se requiera evaluar la efectividad de las medidas correctivas mencionadas en el inciso 3.2.2 
b) aplicadas o en caso que s e presente algún fenómeno de interacción eléctrica con sistemas 
ajenos 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 mediant e 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 siste ma de transporte dentro de los límites señalados en este 
Proyecto de 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 descar gas eléctricas. Por 
ello estos trabajos se deben ejecutar por personal calificado y con experiencia en materia de obras 
e instalaciones eléctricas y de acuerdo a lo que establecen los reglamentos, códigos, normas y 
leyes aplicables.  
  
El personal que reali ce 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 reali zar una revisión o reparación en el sistema de protección catódica que 
involucre un riesgo, el encargado de la protección catódica debe expedir la autorización para la 
realización del trabajo respectivo, una vez que se cumplan las condiciones requeridas de  seguridad 
para realizar el trabajo sin riesgo alguno.  
3.11.1  Medidas generales. Las medidas de seguridad aplicables al equipo, instalación y 
mantenimiento de los sistemas de protección catódica deben considerar que se tiene la 
posibilidad de descargas elé ctricas, cortocircuito, producción de chispas debidas a arcos eléctricos 
que puedan originar riesgos de incendio, toxicidad debida a la generación de cloro en camas 
anódicas, voltajes y corrientes eléctricas inducidas por líneas de transmisión eléctrica o sistemas 
de tierra localizados en las proximidades de los ductos protegidos catódicamente, así como a 
condiciones meteorológicas, por lo que se deberán tomar las medidas de seguridad siguientes:  
a) Cuando se instalen dispositivos de aislamiento eléctrico e n 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 tie rra; 
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 cama s anódicas, se deben tomar las precauciones siguientes:  
1. Enterrar, a 90 centímetros como mínimo, los ánodos y el material de relleno que constituyen la 
cama anódica, y  
2. Aislar totalmente y proteger de daños mecánicos los cables eléctricos de interconex ión. 
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 des prendimiento, 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 atmósfe ras peligrosas (combustibles y/o 
explosivas), por lo que su instalación en esas áreas debe satisfacer la clasificación eléctrica de 
áreas conforme a la NOM -001-SEDE -2012 Instalaciones Eléctricas (utilización) o su equivalente.  3.11.4 Corto circuitos en ins talaciones 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  arcos 
eléctricos, como:  
a) Conexiones de resistencia colocadas en gabinetes a prueba de fuego;  
b) Arrestador de flama encapsulado;  
c) Electrodos de zinc conectados a tierra en cada lado de la junta aislante, o  
d) Una celda de polarización conectada a través de la junta aislante o a tierra.  
Las superficies de la junta aislante deben estar encapsuladas para prevenir corto circuitos 
causados por herramientas.  
3.11.4.1 Desconexión, separación o ruptura de la tubería pr otegida. 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 eléctr ico dependiendo de la magnitud de la corriente eléctrica.  
El transformador -rectificador que protege una sección de la tubería en la que se realizará una 
modificación, mantenimiento o reparación debe ser puesto fuera de servicio y se debe instalar una 
conex ión temporal. Es esencial que la conexión esté puenteada a cada uno de los lados de la 
separación y que permanezca conectada hasta que se termine el trabajo y la continuidad eléctrica 
sea restaurada o hasta que el área quede libre de gas y sin riesgo.  
3.11 .4.2 Equipo eléctrico. El equipo eléctrico instalado en un área de proceso debe ser a prueba de 
fuego  
y estar certificado para su uso en el área, con base en la NOM -001-SEDE -2012 Instalaciones 
Eléctricas (utilización) o su equivalente. En el área de proce so se deben utilizar interruptores de 
doble polo para asegurar que ambos polos estén aislados durante el mantenimiento. Cada cable 
que transporte corriente eléctrica de protección catódica se debe instalar de manera que no se 
pueda realizar la desconexión dentro del área de riesgo sin suspender la energía al sistema de 
protección catódica. Los cables deben estar protegidos mecánicamente para prevenir su ruptura.  
3.11.4.3 Instrumentos de prueba. Cuando se efectúen mediciones eléctricas para el control de la 
protección catódica en atmósferas peligrosas, el equipo utilizado debe ser intrínsecamente seguro 
y, antes de realizar los trabajos, el área debe ser evaluada y declarada libre de una atmósfera 
peligrosa.  
3.11.5 Señalización de instalaciones energizadas. E n 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 catódica. 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 bajo resguardo y disponible para la autoridad competente que la requiera. La 
información debe contener como mínimo lo siguiente:  
a) Implementación:  
1. Objetivo del sistema de protección catódica;  
2. Especificacion es del recubrimiento dieléctrico así como de su instalación;  
3. Ubicación y especificaciones de dispositivos de aislamiento eléctrico;  
4. Pruebas previas a la implementación:  
i. Localización de la tubería (plano, referencias geográficas, accesos, etc.);  
ii. Estudios de resistividades del suelo;  
iii. 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, resis tencia del circuito, perfil de potenciales naturales y de polarización, potencial 
máximo en el punto de impresión de corriente, y  
iv. Ubicación de estructuras metálicas ajenas a la tubería a proteger;  
v. 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, cálcu los, recomendaciones, prácticas de ingeniería, normas, códigos, 
reglamentos y regulaciones observadas durante la implementación);  
vi. 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:  
1) Planos y diagramas del sistema de protección catódica tal y como fue instalado. ( Arreglos 
constructivos de la cama anódica, de la fuente externa de corriente eléctrica directa, conexiones 
eléctricas cable -ducto, ducto -estación de registro de potencial y puenteos eléctricos entre ductos);  
2) Permisos internos y externos;  
3) Afectaciones  a otras estructuras y/o sistemas de protección catódica a terceros;  
4) Modificaciones constructivas, adecuaciones, y  
5) Resultados de las pruebas durante la puesta en operación del sistema de protección catódica y 
ajustes de campo.  
En el caso de tuberías existentes se debe presentar la información que asegure que el ducto se 
encuentra protegido catódicamente y que no presenta interacción con otros sistemas eléctricos adyacentes a su trayectoria. Asimismo, se debe establecer un método  permanente para completar 
la información documental requerida para ductos nuevos.  
3.12.2 Interacción con estructuras y sistemas de otras dependencias. Es esencial que durante la 
planeación, instalación, prueba, puesta en marcha y operación de un sistema d e 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, líneas de 
fibra óptica y líneas de alta tensión), próximas a  la instalación. Dicha notificación se debe realizar 
con una anticipación mínima de un mes y por escrito.  
Lo anterior, con el propósito de asegurar que el sistema sea instalado de tal manera que la 
interacción de  
la protección catódica con sistemas y estr ucturas 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 efectividad del sistema de 
protección catódica.  
3.13.1 Funci onalidad del sistema de protección catódica. Se debe registrar la fecha de puesta en 
servicio del sistema de protección catódica, los levantamientos de potencial, inspecciones y 
pruebas realizadas para comprobar que no existen interferencias y asegurar que  los aislamientos, 
recubrimientos y encamisados se encuentran funcionando satisfactoriamente.  
Los registros del sistema de protección catódica se deben conservar durante el tiempo que las 
instalaciones permanezcan en servicio.  
3.13.2 Modificaciones al sist ema 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 cama anódica, 
entre otras.  
3.13.3 Reparación o reemplazo de algún componente del sist ema 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 com ponentes del sistema de protección catódica;  
b) Aplicación del recubrimiento en las áreas desnudas;  
c) Interferencia de cualquier estructura metálica en contacto con la tubería y su localización;  
d) Reposición de los dispositivos de aislamiento dañados;  
e) Acciones para corregir corto circuitos en tuberías encamisadas, y  
f) Pruebas de interferencia con estructuras cercanas.  3.13.4 Estudios especiales. Se deben registrar todos los resultados obtenidos de investigaciones 
especiales como son, entre otros: estu dios 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 
cató dica. 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 de tección 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 en vío 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 registro s 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 utilizado s 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 fug as: El conjunto de actividades que se realizan periódicamente para 
determinar la  presencia 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 una 
instalación de gas para alojar accesorios o equipos, tales como registros con válvulas, estaciones 
de medición y regulación, cajas de pruebas y tubos encamisado s con ventilación, que no tiene 
como propósito almacenar, transportar o distribuir gas.  
2.9 Subestructura 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 tráfico, 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 Regulado 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 con el numeral 5.1 y toma r 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 instalaciones, se deben tomar  las 
acciones siguientes para proteger la integridad física de las personas y de sus propiedades:  
a) Informar de inmediato al operador de la instalación y, si es necesario, a los bomberos, policía y 
protección civil, y  
b) Cuando la tubería del Regulado est é 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 Regulado, 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 método de inspección que se utilice.  
3.2.2 Recursos materiales. Para la ins pección 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 ob tener información necesaria para la 
localización y cuantificación de fugas de acuerdo con las características 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 Regulado puede aplicar para la detección de fugas en sus 
instalaciones, individualmente o combinados, los métodos siguientes:  
a) Con indicadores de gas combustible;  
i. Sobre la superficie del suelo  
ii. Debajo de la sup erficie 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 Regulado puede emplear otros métodos siempre y cuando se apliquen de acuerdo con los 
procedimientos escritos que prueben que dichos métodos son tan eficaces como los de la lista 
anterior. La aplicación del método adecuado es responsabilidad del Regulado, quien debe 
determinar si existe fuga y en caso de que exis ta, ésta se debe detectar, localizar, clasificar y 
controlar 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, pa ra el método de 
detección de gas que se aplique en la instalación 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 atmó sfera 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 mue stras 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: banqu etas y calles pavimentadas, se deben tomar muestras del aire cercano a 
discontinuidades e irregularidades del piso, tales como: aberturas, ranuras, rupturas y grietas que 
faciliten que el gas aflore. Asimismo, se debe analizar el aire dentro de recintos ce rrados alojados 
en aberturas del piso debajo de su nivel, cercanos a la tubería, por ejemplo, pozos de visita, 
registros de drenaje, de instalaciones eléctricas, telefónicas y otros servicios.  
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 espe cificados 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 perfo rar 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 metr os, 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 conex iones de ramales. El numeral 3.3.9 
describe 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 qu e puedan haber sido causadas por la 
migración 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 inspeccio nando 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 presión, 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 men os 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 de be ser inflamable, puede ser agua, aire o gas inerte, y  
c) Duración 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 l os 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 requiere 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 totalm ente la tubería con una 
solución tensoactiva que forme burbujas, entre 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 produci r corrosión en los materiales de la instalación probada.  
3.3.5 Detección por ultrasonido. Este método consiste en la instalación de sensores ultrasónicos 
espaciados a lo largo de la tubería que pueden detectar la ocurrencia de una fuga en tiempo real, 
por la energía ultrasónica que se genera desde el momento en que ocurre. Las ondas viajan en 
todas direcciones del sitio de la fuga, lo que permite detectarlas a grandes distancias. Este método 
se puede acoplar a un sistema de geoposicionamiento.  
3.3.5.1 Para probar una instalación de gas por ultrasonido se debe tomar en consideración 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 d e fugas. La capacidad de detección de este método se reduce conforme se 
incrementa el número de fugas en un área determinada, ya que pueden producir un nivel alto de 
ruido ultrasónico debido al aumento de la energía ultrasónica liberada por cada fuga, y  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 deter minar si el ruido ultrasónico que 
producen puede causar interferencia al equipo de detección de fallas. El área de prueba se debe 
recorrer para verificar la posible presencia de interferencias.  
3.3.5.2  El Regulado debe confirmar los resultados obtenidos po r ultrasonido aplicando los 
métodos adecuados 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 d esempeño de dichas 
instalaciones. Se usa para 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 medi ante 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 u sada 
ya que puede detectar el odorizante adicionado 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 apl ica para localizar el 
lugar preciso de fuga en instalaciones subterráneas y tiene por objeto minimizar la excavación 
para disminuir costos y evitar pérdida de tiempo en la localización y reparación de fugas. El 
Regulado es responsable de aplicar el procedi miento 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 atmósfer a 
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 may or 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 co nstrucción 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 equidist antes sobre la línea de gas que se sospeche tiene fuga. 
Todos los pozos de muestreo deben tener igual profundidad y diámetro. Las muestras de gas 
deben tomarse a la misma profundidad y donde sea necesario los sondeos deben bajar hasta la 
profundidad del tu bo 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 de terminar cuál es la lectura más cercana al probable punto de 
fuga. Las lecturas de algunos sondeos disminuirán con el tiempo, pero es conveniente acelerar 
este proceso extrayendo el exceso de gas de las perforaciones. Cuando se recupere el gas que está 
migrando dentro de las perforaciones se toman nuevas lecturas para determinar la perforación 
más cercana a la fuga. Este procedimiento se debe aplicar con precaución para evitar la distorsión 
del patrón de venteo;  
f) Una vez identificado el lugar aproximado d e 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 part e 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 po sible distinguir la 
difracción de la luz solar cuando el gas se ventea a la atmósfera;  
h) Cuando el gas se localiza dentro de algún conducto subterráneo ajeno a las tuberías de gas, se 
deben tomar muestras en todas las aberturas que se tengan disponibles e n dicho conducto para 
delimitar la localización de la fuga de gas;  
i) Cuando se logran lecturas estables del indicador de gas se determina el patrón de venteo. El 
sondeo con la lectura más alta normalmente será el punto exacto de la fuga, y  
j) Una vez desc ubierta, se puede usar cualquier procedimiento para localizar la fuga en la tubería, 
como el burbujeo para fugas pequeñas.  
Medidas precautorias  
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 ocasione información confusa. Para eliminar esta 
posibilidad el área afectada debe revisarse después de reparada la f uga;  
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 caracterís tico 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 Regulado 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 
cumpl irlas siguientes:  
a) Cada instrumento utilizado para detectar y evaluar fugas de gas se debe operar 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 asegurar 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 indicadores de gas combustible.  Para la calibración de estos instrumentos se 
deben cumplir, entre otras, las recomend aciones siguientes:  
a) Cada equipo utilizado para la detección y evaluación de fugas se debe calibrar de acuerdo con 
los instructivos del fabricante después de cualquier reparación o reemplazo 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 calib ración 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 delimitac ión 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 nume ral 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 inminente 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 c onsidera peligrosa 
toda situación en la que haya probabilidad 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 l os criterios de acción indicados en dichas tablas.  
5.3 Inspección subsecuente. Todas las reparaciones de fugas se deben probar, en su caso, antes de 
que la instalación entre en operación, para confirmar que no persiste la fuga de gas. En tuberías 
subterrán eas, esta prueba se debe hacer antes de taparlas con tierra. Cuando entre en operación 
la instalación, se debe inspeccionar el área afectada por la fuga con un indicador de gas 
combustible. Donde haya gas residual después de la reparación de una fuga de gr ado 1, se debe 
permitir la ventilación y estabilización de 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 Regulado 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 operativo en el sitio de la fuga, 
se considere un peligro inmediato.  Requiere de acciones inmediatas para proteger la 
vida y propiedades de las personas, y de acciones 
continuas hasta lograr que las condiciones dejen de 
ser peligrosas.  
Debe notificarse a las autoridades competentes 
como son: la Agencia, protección civil, policía y 
bomberos.  
La acción inmediata en algunos casos p uede 
requerir de uno o más de los pasos siguientes:  
a)    Puesta en marcha y coordinación del plan de 
emergencia del Regulado;  
b)    Evacuación del área;  c)     Acordonamiento del área;  
d)    Desviación del tráfico;  
e)    Eliminación de las fuentes de igni ción;  
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% (ochenta por ciento) del LIE del gas 
en otras subestructuras pequeñas, no 
asociadas con el gas por las cuales es 
probable que el gas migre al lado exterior 
de la  pared de 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 ACCION  
 
1. Fugas que requieren tomar acciones 
antes de que ocurran cambios adversos 
en las condiciones de venteo 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 
año calendario 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 los criterios siguientes:  
a) Cant idad y migración 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 capa congelada, humedad y venteo 
natural), y  
e) Concentración de fugas en u n tramo de la 
instalación.  
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 pel igro potencial de las fugas grado 2 
puede variar ampliamente. Cuando son evaluadas 
de acuerdo con su localización, magnitud y 
condiciones, para algunas fugas grado 2 se puede 
justificar que su reparación se programe dentro de 
los siguientes 5 días. En camb io, para otras se 
puede justificar que su reparación se programe 
dentro de los siguientes 30 días. El responsable de 
programar la reparación debe cuidar las 
condiciones de la fuga durante el día en el cual se 
descubre dicha fuga.  
Por otro lado, la reparaci ón de muchas fugas grado 
2, puede ser programada, considerando su 
localización y magnitud, para realizarse con base en 
una rutina de mantenimiento, con inspecciones 
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 banquetas en una 
calle cubierta de pared a pare d 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 
ejemplo pavimento y/o concreto, que 
tiene una mi gración de gas significativa y 
la fuga no se califica como grado 1.  
c) Menor de 80% (ochenta por ciento) 
dentro de subestructuras pequeñas no 
asociadas con el gas, donde es probable 
que el gas migre para crear un peligro 
futuro.  
d) Entre 20% (veinte por ci ento) y 80% 
(ochenta por ciento) 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 
este Proyecto de Norma y la fuga no se 
califica como grado 1.  
f) Mayor o igual de 80% (ochenta por 
ciento) en una subestructura asociada con 
el gas.    g) Cualquier fuga que a juicio del personal 
operativo en el sitio de la fuga, considere 
que tiene la magnitud suficiente para 
programar su reparac ión. 
  
Tabla 4. Fugas de grado 3  
EJEMPLO  CRITERIO DE ACCION  
Fugas que causen que las lecturas del 
indicador de gas combustible, en 
porcentaje del LIE, tengan los valores 
siguientes:  
a) Menor de 80% (ochenta por ciento) en 
subestructuras 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.  Estas fugas deberán ser reevaluadas 
periódicamente en los siguientes 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 sea reclasificada o no haya más lecturas.  c) Menor de 20% (veinte por ciento) en 
un e spacio confinado.  
  
6. Historial de fugas y lineamientos para autoevaluación  
El Regulado 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 Regulado debe mantener los registros actualizados de dicha documentación para ser 
proporcionad a, 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 la 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 la s 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, tuber ía 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 Regulado 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 f ugas. Se debe asegurar que el programa de mantenimiento del 
sistema cumple con este Proyecto de Norma;  
b) Efectividad del monitoreo. Se debe asegurar que los monitoreos de fugas fueron efectuados de 
acuerdo con el programa y que los resultados fueron satis factorios en todo el sistema;  c) Programa de reparación. Se debe comprobar que las reparaciones de fugas fueron efectuadas 
de acuerdo con el programa y los procedimientos especificados;  
d) Efectividad de la reparación. Se debe verificar que las reparacione s 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.  
APENDICE III.  
REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS CUANDO SE UTILICEN FACTORES DE DISEÑO  
SUPERIORES A 0.72 EN DUCTOS DE ACERO  
INDICE  
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 calculad a 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 disposiciones de se guridad 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 (fórmul a PCM) o un 0.43 por ciento en 
peso, calculado por fórmula según Instituto Internacional de la Soldadura (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 constr ucción, las pruebas de resistencia y las 
condiciones de operación previstas, el espesor de pared de la 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 operación.  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 la s fracturas así como su forma para detener dichas fracturas, de 
acuerdo con las normas y prácticas internacionales 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 product o 2 o ASME B31.8.  
2.2.2  El control de la fractura debe:  
a)    Vigilar que se mantenga la resistencia (dureza) a la iniciación de la fractura, para todas las 
condiciones que se espere experimente el gasoducto, como son: toda la gama de temperaturas de  
func ionamiento, presiones, composiciones de gas, tipo de grado de la tubería y los niveles de 
estrés de funcionamiento 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 revisada y 
actualizada dicha evaluación, para asegurar la continuidad de la resistencia a la iniciación de la 
fractura para la vida útil restante de la tube ría. 
b)    Realizar el ajuste de la resistencia (dureza) de la tubería, para cada grado de tubería utilizado y 
para el comportamiento de descompresión del gas para los parámetros de operación.  
c)    Incluir pruebas de resistencia (dureza) a la fractura de acuerdo con los requisitos del anexo "G" 
de la especificación API 5L en su 45a. Edición.  
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 incluir:  
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 funcionam iento de la tubería, tales 
como laminaciones, grietas e inserciones. Al menos 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 nor ma 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 llevará 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 moni toreo 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) mante nimiento de 
los equipos y de los registros de la conformidad, (d) del recalentamiento 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 método 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 por 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 cos turas 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 apantallamie nto. El recubrimiento de 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 revestimiento 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 infilt ración de 
humedad, la flexión, 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 f ábrica 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 e l equipo de prueba hidrostática 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 una 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 induci das 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 condicione s 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 es tar clasificados, con base 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 t emperatura 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 pruebas 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 Ve rificación.  
2.7.3  Los ductos 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 l argo plazo.  
El programa de 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 peri odicidad en la que se lleven a cabo estas 
evaluaciones y los criterios para la reparación de las indicaciones señaladas.  El Regulado deberá presentar su programa de monitoreo de la integridad de recubrimiento a largo 
plazo a la Agencia 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 i ntegridad.  
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 procedimientos utilizados para mitigar el riesgo.  
4.2 Notificaciones al púb lico 
  
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 público, 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 información 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 identi ficación 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 normales 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 arri ba 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 funciona a la 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 sei s 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 servic io 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 herramienta de geometría y una herramienta de flujo magnético de 
alta resoluc ión, 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 me dición, 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 herramienta 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 frecuencia 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 deberán 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 resu ltados 
auditables en una base de datos de la evaluación de la integridad.  4.5.3  Se deberán 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 auditable s en una 
base de datos de la evaluación de la integridad.  
4.6 Atención a indicaciones 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 espe cificaciones del sistema de transporte 
establecidas en este Proyecto de Norma, se deberá realizar 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 deberán tomar en cuent a 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 inte gridad, conforme a lo establecido en la sección C. 
Reparaciones, de este Proyecto de Norma.  
4.6.3 Sin menoscabo 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 int egridad, efectuando un estudio 
de riesgo específico y un programa de atención de las recomendaciones específicas obtenidas en 
dicho estudio.  
APENDICE IV  
ODORIZACION DEL GAS  
INDICE  
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 defin iciones 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 e ste Proyecto de Norma.  
2.2   Límite superior de inflamabilidad (LSI): Valor superior 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 este Proyecto de Norma.  
2.3 Mercaptanos: Compuestos orgánicos sulfurados de olor característico desagradable, tóxico e 
irritante en altas concentraciones; también conocidos como Tioles.  
2.4 Odorización:  Proceso mediante el cual se le aplica un odorizant e 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 
susta ncia en equilibrio con su fase líquida.  
3. Odorizantes  
El odorizante debe cumplir, como mínimo, 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 pe rsonas 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 tube ría 
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 detectado 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 dosificar el odorizante dentro de los rangos de 
concentración recomendados por el fabricante.  
5.2 Los equipos de odorización deben cumplir con lo si guiente:  
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 atmo sférica, 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 odorizante 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 el análisis del contenido de odorizante en el gas. Si el gas 
a odorizar tiene contenidos variables de odorizante debe recurri rse 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 combustió n accidental de los vapores del odorizante se debe utilizar 
herramienta a prueba de chispa cuando se trabaje en equipos de odorización, y los trabajadores 
que laboren en el área no deben utilizar botas de seguridad con casquillo metálico expuesto, 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, p or 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 permanganato de potasio.  
No deben verterse los oxidantes en altas concentraciones sobre el odorizante derramado ya que la 
reacc ión sería violenta y podría causar accidentes.  
7.3 Almacenamiento. Los tambores del odorizante deben estar almacenados en lugares cubiertos, 
secos y bien ventilados.  
No deben exponerse a los rayos solares.  
Los tambores se deben enfriar antes de ser abierto s para no provocar una fuga de odorizante en 
fase vapor, ya que la presión de vapor aumenta rápidamente con el incremento de la temperatura 
(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 odorizante con la piel debe lavarse de inmediato el área afectada con 
agua.  
APENDICE V  GUIA PARA LA ELABORACION DEL PROGRAMA PARA LA PREVENCION DE ACCIDENTES (PPA)  
INDICE  
1.     Intro ducción  
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 emergenci as 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 p or 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 fren te 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 ma ntener 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. Disposicione s generales  
3.1. Todos los Sistemas de transporte a los que les aplica este Proyecto de 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 e s el mínimo necesario para la elaboración del PPA y 
no debe considerarse como limitativo o exclusivo.  
3.4. La agencia evaluará el PPA, y en su caso, solicitará la corrección, adecuación o ampliación de 
los puntos mínimos.  
3.5. El PPA debe actualizarse de a cuerdo a lo siguiente:  
a)    Al año, en caso de haber realizado una modificación o ampliación al Sistema de transporte.  
b)    En cada modificación o reducción de los recursos humanos y/o materiales directamente 
involucrados en el PPA.  
c)    Al año, en caso de cambio de la clase de localización del sistema de transporte.  
d)    Al menos cada cinco años, mediante una auditoría interna de autoevaluación de los puntos 
que integran el PPA, en caso, de no aplicar ninguno de los 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 Regulado 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 Agencia los cambios efectuados y la justificación correspondiente.  
3.6. Para el caso en que un Reg ulado cuente previamente con un PPA para sus instalaciones 
industriales, éste debe contemplar en su totalidad las disposiciones del presente Apéndice, 
aplicables al sistema de transporte, para ello debe:  
a)    Actualizar o ampliar el PPA de sus instalacion es 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 acuerdo a este Apéndice.  
3.7. El responsable  del PPA es en todo momento el Regulado. El p ersonal de las empresas 
operadoras de los sistemas de transporte, debe estar involucrado dentro del PPA.  
4. Datos generales  
4.1. Nombre, denominación o razón social del Regulado.  
4.2. Domicilio y teléfono(s) del Regulado.  4.3. Domicilio para oír y recibir notificaciones y nombre de la persona o personas autorizadas para 
recibirlas, y en su caso, el correo electrónico que designe para tal fin.  
4.4. Nombre del representante legal, cargo y número(s) telefónico.   
4.5. Responsable de la información contenida en el PPA. Nombre y puesto o cargo dentro de la 
empresa u organización y número telefónico.  
4.6. Localización de la instalación: indicar la ubicación en coordenadas geográficas, anexando 
plano(s) georr eferenciado(s) donde se incluya la totalidad del sistema de transporte.  
5. Descripción del entorno del sistema de transporte  
5.1. Descripción de las características físicas del entorno del Sistema de transporte. En este 
apartado se deberá señalar el uso de  suelo dentro del área unitaria del Sistema de transporte, 
señalando la existencia y ubicación precisa de cuerpos de agua, zonas naturales protegidas, 
asentamientos humanos (viviendas aisladas, poblaciones, ciudades, entre otras), características 
climática s de la zona con base en el comportamiento histórico de los últimos diez años 
(temperaturas medias, humedad promedio, dirección de vientos dominantes, velocidad promedio 
de vientos). Indicando así mismo, si el sistema de transporte se localiza en una zona sísmica 
(indicar clasificación) o en una zona de huracanes. La información antes descrita deberá estar 
incluida en un plano legible a escala no mayor a 1:20,000, con escala gráfica y norte indicado.  
  
5.1.1.  La información señalada en el numeral anterior d ebe ser sustentada y referenciada en 
fuentes confiables y actualizadas, debiéndose señalar dicha referencia.  
5.2. Descripción de las características socio -económicas. Describir el tipo de construcciones 
ubicadas dentro del área unitaria del sistema de tran sporte, 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 vulnerables. Identificar y relacionar aquellas zonas vulnerables (escuelas, centros 
comerciales, iglesias, unidades habitacionales, parques recreativos, teatros, cines, mercados, etc.), 
localizada s 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 anteri or. 
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 inflamabil idad. Anexar a estos datos la cantidad de gas o líquido en masa, empacada o 
contenida en el ducto entre el par de válvulas de seccionamiento consecutivas más alejadas entre 
sí, calculada a las condiciones de operación del ducto, anexando memoria de cálculo . 6.3. Adjuntar las hojas de datos de seguridad de otras sustancias peligrosas (conforme a los 
listados publicados en el DOF, el 28 de marzo de 1990 y el 4 de mayo de 1992) que se encuentren 
a menos de 200 metros del sistema de transporte.  
6.4. El plano a que hace referencia el numeral 5.1 anterior, deberá indicar los sitios de 
almacenamiento o ductos de transporte de otras sustancias peligrosas a que hace referencia el 
numeral 6.3, así como a cantidad de almacenamiento y el diámetro de los ductos, según 
corresponda.  
6.5. Las hojas de datos de seguridad del 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 aten ción 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 encon trados en la simulación, 
para los 2 riesgos jerarquizados como más altos, haciendo 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 conse cuencias.  
7.2. El plano debe señalar las áreas de mayor de afectación y su escala no deberá ser mayor a 
1:10,000. El plano deberá contar con escala gráfica y norte indicado.  
8. Identificación de las medidas preventivas para controlar, mitigar o eliminar la s consecuencias y 
reducir su probabilidad  
8.1. Describir los equipos, dispositivos o sistemas de seguridad, existentes para disminuir la 
probabilidad de ocurrencia de los eventos identificados en el estudio de riesgos.  
8.2. Indicar las medidas preventivas establecidas, enfocadas a eliminar o disminuir la frecuencia 
y/o severidad de los eventos identificados en el estudio de riesgos. En esta sección se deben de 
incluir los programas de mantenimiento e inspección, programas de capacitación y 
adiestramiento, p rogramas 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 probabili dad de falla de los componentes del sistema de transporte y la frecuencia de 
tales actividades.  
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, los 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 explos ión), fecha programada y área o sitio donde se realizará el simulacro.  
9. Programa de 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 r educir 
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 e n el estudio 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 en 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 escala 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, notificar 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 específicos, 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 principales de cada uno de ellos, asimismo 
señalar en un plano a escala 1:5,000 (o a una escala legible) el sistema de trans porte 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 señalad o, 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 Regulado, para la respuesta, las 24 
horas del día, a emergencia s del Sistema de transporte y registrar los datos del personal 
responsable (nombre, teléfono de oficina con extensión y teléfono móvil) para atender las 
emergencias del Sistema de transporte.  
12.2.  Se debe listar aquellas empresas, organismos, institucione s, 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, ser vicios coordinados de salud, cuerpo de bomberos 
municipales, partidas militares y empresas privadas, debiendo señalar funciones, ubicación y 
tiempo estimado de arribo a la instalación.  
12.3.  Se debe describir el plan de respuesta a emergencias de forma cla ra 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 respu esta a emergencia, solicitud de ayuda 
externa y declaración del fin de la emergencia, entre otros.  
13. Cumplimiento 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 Regulado para comunicar a la población potencialmente afectada, a las 
autoridades locales y a los integrantes  de los comités 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 proce dimientos 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 lo s resultados del 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 dis posiciones 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 incident e o accidente debe 
ser notificado a la Agencia, 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 nu meral anterior, 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 disponibil idad de recursos.  
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 Agencia 
el cumplimiento 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.  APENDICE VI  
PROCEDIMIENTO PARA LA EVALUACION DE LA CONFORMIDAD  
INDICE  
1.     Objetivo y alcance  
2.     Referencias  
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 alcance  
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 este Proyecto de Norma Oficial Mexicana NOM -007-ASEA-2016, 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 siguie ntes:  
a) Sistema de transporte de Gas;  
b) Control de la corrosión externa en tuberías de acero enterradas y/o sumergidas, y  
c) Monitoreo, detección y clasificación de fugas de Gas.  
2. Referencias  
Para la correcta aplicación de este PEC es necesario consult ar, además de las referencias indicadas 
en el capítulo 3 de este Proyecto de Norma, la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, su 
Reglamento y la Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio 
Ambiente del Sector Hidrocar buros.  
3. Definiciones  
Para efectos del presente PEC se establecen, además de las definiciones incorporadas en el 
capítulo 4 de este Proyecto de Norma, las definiciones siguientes:  
3.1 Acta circunstanciada: El documento expedido por la Agencia o la UV acre ditada, en cada una 
de las visitas realizadas, en el cual se hace constar por lo menos: nombre, denominación o razón 
social del Regulado; 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 entidad federativa en que se encuentre ubicado el domicilio del 
Regulado, número y fecha del oficio de comisión que la motivó; nombre y cargo de la persona con quien se entendi ó 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 Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protecci ón al Medio 
Ambiente del Sector Hidrocarburos o la Unidad de Verificación acreditada, misma que debe ser 
aprobada por la Agencia para tales efectos.  
3.3 Dictamen: El documento emitido por la Agencia o por la UV en el cual se resume el resultado 
de la verif icación que realiza al sistema de transporte para evaluar su conformidad con este 
Proyecto de Norma.  
3.4 Evaluación de la conformidad: La determinación del grado de cumplimiento con esta NOM;  
3.5 Evidencia objetiva:  La información que puede ser probada com o 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 obtenidos.  
3.7 Unidad de Verificación (UV): La pers ona acreditada y aprobada conforme con la Ley y su 
reglamento para la verificación de cumplimiento con este Proyecto de Norma;  
3.9 Verificación: La constatación ocular y comprobación mediante muestreo, medición, pruebas de 
laboratorio o examen de documento s que se realizan para evaluar la conformidad de las 
instalaciones o actividades con este Proyecto de Norma en un momento determinado.  
4. Disposiciones generales  
4.1 De conformidad con el artículo 53 de la LFMN en los sistemas de transporte de gas a que se  
refiere este Proyecto de 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 existir Norma Oficial Mexicana o Norma Mexicana aplicable al material, 
componente o equip o de que se trate, la Agencia o UV acreditada debe requerir el registro de 
cumplimiento con normas internacionales y, en caso de no existir éstas, dicho producto debe 
cumplir con las prácticas 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, componentes y equipos que cumplan con las disposiciones establecidas  en 
los numerales anteriores, se consideran aprobados para los efectos de este Proyecto de Norma.  
4.2 El Regulado puede solicitar la evaluación de la conformidad con este Proyecto de Norma 
cuando lo requieran para dar cumplimiento a las disposiciones legal es o para otros fines de su 
propio interés.  4.3 La evaluación de la conformidad con este Proyecto de Norma será realizada por la Agencia o 
por una UV acreditada, misma que debe ser aprobada por la Agencia.  
4.4 La prestación de los servicios de verificación por una UV está sujeta a los rubros siguientes:  
  
a) La UV que seleccione el Regulado no debe tener, durante el proceso de verificación, relación 
comercial alguna ni ser empleado del Regulado, para evitar conf licto de intereses.  
b) Cuando la Agencia tenga conocimiento de conductas que afecten la imparcialidad y la 
confiabilidad en la contratación de servicios de verificación, la Agencia, las UV y, de requerirse a 
juicio de la Agencia, los clientes, conjuntament e definirán:  
1. Las asignaciones de dichos servicios, en caso de que la demanda de servicios de verificación 
rebase la capacidad de las unidades de verificación, y  
2. 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 Regulado, establecerá los 
términos y condiciones de los trabajos de verificación, excepto cuando la verificación sea 
requerida por la Agencia.  
a) Particularmente, el Regulado debe asegurar se que la vigencia y alcance de la acreditación y 
aprobación de la UV correspondan a su solicitud de verificación, y  
b) La UV debe asegurarse que las instalaciones objeto de la solicitud de verificación sean materia 
de este Proyecto de Norma, así como iden tificar la etapa constructiva y/o operativa de las mismas.  
4.6 La UV debe elaborar un programa de verificación, el cual debe ser congruente con el programa 
de construcción y/o operación, mantenimiento y seguridad del Regulado: El programa de 
verificación d ebe contener como mínimo los siguientes elementos: Alcance del servicio respecto a 
las etapas constructivas u operativas, así como respecto de la extensión física del sistema de 
transporte,  
a)     Indicar los métodos, procedimientos, instrucciones y/o list as de verificación (procedimientos 
de verificación) que aplicará para la atención de la solicitud de servicio;  
b)    Técnicas estadísticas a aplicar;  
c)    Los recursos humanos necesarios (desglosando las horas -hombre) a utilizar, y  
d)    Periodo de ejecuc ión (desglosando por fases y/o actividades con la duración de cada una)  
4.7 La UV debe realizar la verificación en los términos de la Ley y su Reglamento, mediante la cual 
verificará que el sistema de transporte cumpla con lo dispuesto en este Proyecto de 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 este Proyecto de Norma.  4.7.2.  En cada visita de verificación, la UV debe levantar una Acta circunstanciada en la que debe 
asentar las evid encias encontradas, particularmente las observaciones, hallazgos y no 
conformidades acorde a sus procedimientos de verificación.  
4.7.3 El Regulado puede formular las precisiones que estime pertinentes y ofrecer pruebas a la UV 
durante la verificación o den tro del plazo máximo de cinco días hábiles siguientes a la fecha en que 
se haya levantado el Acta circunstanciada. En su caso, el Regulado deberá entregar a la UV la 
información convenida en los plazos acordados.  
4.7.4.  La UV puede emitir informes al Regul ado, a efectos de informarle el estado que guarda el 
proceso de verificación y las condiciones específicas del sistema de transporte respecto a este 
Proyecto de Norma.  
  
4.7.5.  La UV debe emitir un Dictamen en base a los informes y Actas circunstanciadas l evantadas.  
4.8 La UV debe entregar el Dictamen al Regulado. En su caso, el Regulado debe presentar el 
dictamen ante la Agencia 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 Regulado 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, mant enimiento y seguridad 
cumplen con los requisitos de este Proyecto de 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 permis o y sus anexos;  
b) Las Normas Oficiales Mexicanas y Normas Mexicanas indicadas en este Proyecto de Norma, y  c) Las Normas ISO y prácticas internacionalmente reconocidas aplicadas por el Regulado para 
cubrir los aspectos no previstos por las Normas Oficiale s Mexicanas y Normas Mexicanas 
aplicables.  
A. Diseño  
5.1.1 La UV debe verificar que el Regulado dispone de la información siguiente:  
a) Normas, códigos, estándares y procedimientos aplicados en el diseño del sistema de transporte;  
b) La metodología de cálc ulo utilizada por el Regulado 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 cálcul o para verificar que las dimensiones y resistencia mecánica de los materiales, 
componentes, accesorios y equipos del sistema cumplen con los requisitos de este Proyecto de 
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 nat urales como inundaciones, marejadas, 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. Instrumentación, 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 co rriente, postes para toma de lecturas 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 este Proyecto de Norma, para lo cual verificará que dicho sistema c umple, por lo 
menos, con los requisitos indicados en la Parte 1. - Normas de referencia de la tabla 1. Ésta 
contiene el resumen de los requisitos que deben verificarse para la evaluación de la conformidad 
del diseño del sistema de transporte de gas con este  Proyecto de 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 conoc imiento más amplio del tema.  Tabla 1. - Resumen de requisitos 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, 
Technical 
report 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 
de tubería de 
acero  7.7 a 7.12      841.11  192.105; 
192.107; 
192.113; 
192.115    
Determinación de 
la Máxima Presión 
de Operación 7.3, 11.6            Permisible 
(MPOP)  
Tubería de 
polietileno  7.14 a 7.18            
Protección contra 
cargas externas  7.2     840.1; 
841.113; 
841.114  192.103; 
192.111    
Componentes 
especiales  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 de 
seccionamiento  7.36; 7.37      831.1; 
846.11; 
846.21  192.145    
Protección contra 
sobrepresiones  7.42 a 7.43      845.1; 
845.21  192.195; 
192.197    
Estaciones de 
medición y/o 
regulación, 
trampa de diablos  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 de 
compresión  7.32 a 7.42      843.5  192.163 a 
192.173  NOM -001-
SEDE; 
ANSI/NFPA 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 
corrosión externa  7.57      861; 862.1; 
862.111  192.455; 
192.457  *a): 5; 5.1; 
5.2; * b): 
Sección 3  Control de la 
corrosión en 
ductos e 
instalaciones 
superficiales  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 entre 
tuberías  7.5         *b): 4.3.10; 
4.3.11  
Control de la 
corrosión 
atmosférica  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 RP0169 -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 verifica r que el Regulado cuenta con los Reportes de Pruebas de Materiales de 
tuberías, conexiones, 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 transporte de gas 
cumplen con este Proyecto de 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 para la evaluación de la conformidad 
de los materiales y equipos del sistema de transporte de gas con este Proyecto de 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 amplia aplicación en la industria del gas que la UV 
puede consultar para tener un conocimiento más amplio del tema.  
Tabla 2. - Resumen de requisito s 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  
Requisitos 
generales  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 de 
polietileno  6.5           
Transporte 
de tubería  6.3       192.65  API RP5L; RP5LW  
Componentes 
estándar  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 y 
accesorios 
bridados  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  
desarr olladas 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 Regulado cuenta con manuales de procedimientos para el 
proceso de construcción y que son aplicados por los responsabl es de la construcción del sistema 
de transporte de gas.  
5.1.3.3 La UV debe constatar que el Regulado 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 Regulado cuenta con l a 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 Regulado.  
5.1.3.6 La UV debe comprobar que el proceso de construcción y pruebas del sistema d e transporte 
de gas cumple con este Proyecto de 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 evaluación de la 
conformidad de este Proyecto de 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 ind icados 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 la seguridad 
del sistema  9.3           
Espaciamiento 
mínimo entre 
estructuras 
subterráneas  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; 
ASME 
Código para 
calderas y 
recipientes 
a presión, 
sección IX  
Procedimientos 
de soldadura  8.2.1; 8.3; 8.4      821.3 a 
821.5; 823      
Requisitos de los 
soldadores  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 de 
soldaduras  8.10 a 8.15      826; 827  192.241; 
192.243; 
192.245    
Pruebas  de 
hermeticidad  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 de 
Compresión  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 Regulado 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:  
a) Cierre de válvulas y paros no intencionales  
b) Incremento o disminución en la presión o en el rango de flujo fuera de los límites de operación 
normal  
c) Pérdida de comunicaciones  
d) Operación de cualquier dispositivo de seguridad  e) Cualquier otra causa que provoque mal funcionamiento de algún componen te, desviación de la 
operación normal, o error humano que pudiera traer como consecuencia 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 serv icio 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 procedimiento 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 tra bajos 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 fugas  
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 prog rama 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 mantenimiento  
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,  
a) En recubrimientos  
b) La reparación de tuberías por el efecto de corrosi ón 
c) 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 contra 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 Procedimien tos de pruebas no destructivas de soldaduras  
  
5.1.4.1.28  Los Procedimientos de pruebas de hermeticidad  
ESTACIONES DE COMPRESION  
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 unidades 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 servicio  
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 MEDICION Y REGULACION  
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 entr ega. 
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 presión de diseño, que se 
determina en el numeral 7.7 de este Proyecto de 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 autorizad o mediante la Resolución 
correspondiente emitida por la Comisión.  
5.1.4.3 La UV debe verificar que el Regulado cuenta con la información que se menciona a 
continuación:  a) Informe del cumplimiento a los programas de mantenimiento resumiendo las actividades  a 
efectuarse en el sistema durante el año calendario correspondiente y las ya efectuadas. Dichas 
actividades deben cubrir como mínimo con lo siguiente:  
i. 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 segur idad del sistema de 
transporte de gas, instrumentos, equipos, señalamientos y letreros dañados y condiciones 
inseguras de la red.  
ii. Informe de reparaciones o sustitución de: tuberías; válvulas de seccionamiento, de bloqueo, 
reguladoras de presión, dispos itivos de seguridad, medidores, e instrumentos, así como 
reparación de soldaduras.  
iii. Informe de detección, ubicación y reparación de fugas.  
iv. Informe del control de corrosión con los registros de la medición de potenciales tubo -suelo y 
gráficas de ten dencia y de reparación o sustitución de rectificadores de corriente y ánodos de 
sacrificio.  
v. Informe de reparación de recubrimientos y prueba de aceptación.  
vi. 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.  
vii. 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 este Proyecto de Norma.  
viii. 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:  
i. Listado de la tripulación de operadores que atienden el sistema de transporte de gas.  
ii. Reportes de mantenimiento atendidos por el operador en turno, in cluyendo una breve 
descripción de las actividades desarrolladas, personal participante, duración de los trabajos y si las 
reparaciones se terminaron satisfactoriamente.  
iii. Listado de reparaciones y actividades a ser atendidas en el siguiente turno.  
iv. Condiciones de emergencia que se presentaron durante la jornada y las acciones que se 
tomaron para su atención y solución.  
v. Levantamiento instantáneo de condiciones operacionales (calidad del gas suministrado, presión,  
temperatura, flujo de gas, diferenc iales de presión en separadores de líquidos o filtros, puntos de 
ajuste de válvulas reguladoras, niveles, etc.).  vi. 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.  
vii. 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 mant enimiento rutinarias que requieren sacar de servicio alguna sección del sistema 
de transporte de gas.  
viii. La constancia de que los simulacros operacionales o de emergencias se efectuaron de acuerdo 
a programa.  
ix. Programa de capacitación para la prevenc ión y atención de siniestros.  
c) Los medios para la atención de quejas, reportes y emergencias, deben incluir la siguiente 
información:  
i. Procedimientos escritos y su aplicación.  
ii. Oficinas y/o números telefónicos específicos.  
iii. El método para clasif icar las llamadas de emergencia así como el tiempo de respuesta dado a 
cada una de las llamadas.  
iv. Los registros históricos de este servicio.  
5.1.4.4 La UV debe verificar que el Regulado asegura el funcionamiento correcto del sistema 
mediante los program as 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, manten imiento y/o reposición 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 este Proyecto de 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 este Proyecto de Norma, en la operación y mantenimiento  del sistema de transporte 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 amplio 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 
consul ta   
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 y 
mantenimiento  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 de 
control 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 la 
corrosión 
externa  7.57        192.605    
Control de la 
corrosión 
interna  7.58        192.605    Medición del 
espesor  11.42        192.605    
 
Máxima 
Presión de 
Operación 
Permisible 
(MPOP)  11.6.4        192.619; 
192.620    
Dispositivos de 
inspección 
interna  7.25        192.620    
Estaciones de 
medición y 
regulación  11.34      853.3  192.605; 
192.739; 
192.743    
Dispositivos de 
relevo de 
presión  11.35.1            
Reparaciones 
y pruebas  11.19.2, 
11.19.4; 
11.20 a 11.28      851.4; 851.5  192.711 a 
192.719    
Perforación de 
tuberías  11.11          API 2201  
Purgado de 
tuberías  11.12      841.275  192.629    
Cambio en la 
clase de clase 
de localización  11.7      855     
Evaluación de 
ingeniería  11.41.1            
Desactivación 
y abandono de 
tuberías  11.43 y 11.45      851.8  192.727    
Reactivación 
de tubería  11.44      851.9; 856      Programa de 
capacitación 
y/o 
entrenamiento  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 Regulado cuenta con el Programa de Prevención de Accidentes (PPA), 
mismo que debe cumplir con los requerimientos del Apéndice V Gu ía para la elaboración del 
Programa para la Prevención de Accidentes, de este Proyecto de Norma.  
5.1.6 La UV debe comprobar que el sistema de transporte de gas cumple con los requisitos de 
seguridad de este Proyecto de Norma, para lo cual verificará que di cho 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 este Proyecto de Norma, e n la seguridad del sistema de transporte de gas. La UV podrá 
consultar la Parte 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 
consulta r 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 
Prevención de 
Accidentes  12.1    850.41      
Procedimiento 
de Prevención 
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 es pecífico 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 construcc ión del sistema de transporte 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 q ue 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 regulaci ón 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 (reguladoras, 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 pl anos 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 deb e indicar la etapa a la que está 
dando cumplimiento el Regulado.  
h) Revisar la bitácora de supervisión, operación y mantenimiento.  
i) Comprobar en forma aleatoria los señalamientos y letreros de la franja de seguridad del sistema 
por donde se instalan los ductos de transporte 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 ubicac ión 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, inst alación 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) Verifica r 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 ubicaci ón, 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 asegure que su diseño y construcción, materiales y equipo, así como su operación, 
mantenimiento y seguridad cumplen con los requisitos de este Proyecto de 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 este Proyecto de 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 este  Proyecto de 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 este Proyecto de Norma estén avaladas por un técnico especialista 
reconocido y que dicho trabajo esté basa do 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 estudio c omprenda la 
determinación de la resistividad del suelo conforme con el numeral 3.8.2 del Apéndice I de este 
Proyecto de 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 
diferen tes estaciones 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 estructu ras 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 pr oximidad 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 derivadas 
de vías férreas electrificadas, lí neas 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 extern a, 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 este Proyecto 
de Norma. Para llevar a cabo la verificación la UV debe sep arar 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  
Anodos 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 Protección por ánodos galvánicos o de sacrificio. - La UV debe verificar el procedimiento 
aplicado para diseñar el sis tema de protección catódica y que los ánodos galvánicos cumplen con 
la finalidad de protección descrita en el Apéndice I de este Proyecto de Norma. La UV debe 
registrar sus especificaciones en el formato siguiente:  
Especificaciones de las camas de ánodos g alvánicos  
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 este Proyecto de Nor ma. 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 este Proyecto de 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 este Proyecto de Norma. En la Parte 2. - Documentos de consulta de la misma 
tabla A están indicados algunos documento s 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 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  
Anodos 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 contra 
interferencias  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 aplic ado 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 
de protección 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 extranj eros. Asimismo, la 
UV debe verificar que dichos recubrimientos sean compatibles con los demás recubrimientos 
utilizados, que exista un método especificado por el proveedor para su aplicación, y que las 
características de calidad del recubrimiento una vez a plicado, estén garantizadas por dicho 
método. Los recubrimientos pueden ser aplicados en campo como líquidos o semilíquidos, o como cintas, manguitos cerrados o abiertos. Asimismo, se deben identificar los que son para capa 
primaria, 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 la marca comercial registrada y las normas apli cadas 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 registrada  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 
rango amplio 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 este Proyecto de 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  este Proyecto de 
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  
Anodos galvánicos    Sección 7      
Fuentes de corriente 
impresa    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 este Proyecto de 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 C. Esta contiene el resumen de los requisitos que deben 
verificarse para la evaluación de la conformidad con este P royecto de 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 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  Otros 
documentos  
Procedimientos 
para instalación  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 y 
Appendix 
D Apéndice K    
Perfil de 
potenciales de 
polarización  3.6   192.455; 
192.463 y 
Appendix 
D Apéndice K    
Máximo 
potencial tubo / 
suelo  3.7   192.455; 
192.463 y 
Appendix 
D Apéndice K    
Mediciones 
eléctricas  3.8; 3.8.1; 
3.8.2; 3.8.3    192.455; 
192.463 y 
Appendix 
D Apéndice K  NACE -TM-
0497 -1997  
Funcionalidad 
del sistema y 
plazo para su 
instalación  3.9   192.455; 
192.463 y 
Appendix 
D Apéndice K    Evaluación de 
interferencia e 
interacción con 
otros sistemas  3.9.2; 3.9.3; 
3.12.2  Sección 9  192.473  862.114; 
862.116    
Corrección de 
daños en 
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 manejo de las fuentes de corriente impresa.  
c) Inspección, manejo, almacenamiento e instalación de ánodos inertes.  
d) Mantenimiento preventivo de las camas de ánodos gal vánicos y de ánodos inertes.  
e) Pruebas de rutina para verificar el comportamiento e integrar el expediente de funcionalidad 
del sistema, conforme con el numeral 3.9 del Apéndice I de este Proyecto de Norma.  
f) Mediciones de resistividad del suelo, potenci al tubo / suelo y corrientes eléctricas conforme con 
los numerales 3.8 y 3.8.1 a 3.8.3 del Apéndice I de este Proyecto de Norma.  
g) Verificación del funcionamiento de los electrodos de referencia conforme con el numeral 3.8.1 
del Apéndice I de este Proyect o de Norma.  
6.1.4.1 La UV debe comprobar que los procedimientos de operación y mantenimiento del sistema 
de control de la corrosión externa cumplen con este Proyecto de 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 
verificarse para la evaluación de la conformidad con este Proyecto de 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 este Proyecto de 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 E. Esta contiene el resumen de los requisitos que deben verificarse para la 
evaluación de la conformidad con este Proyecto de Norma. En la Parte 2. - Documentos de 
consulta de la misma tabla E están indicados documentos de reconocida validez y amplia 
aplicación en la industria del gas que la UV puede c onsultar 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 
instalaciones eléctricas  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 deb e verificar que en el proceso de construcción del sistema se cumplen las 
condiciones siguientes:  
a) Los procedimientos 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 campo 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 con alta tensión antes de bajar la tubería en las zanjas.  
g) La UV debe verificar la ubicación y el cumplimiento de espec ificaciones 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 operacionales del sistema cuando 
son necesarios.  
i) La UV debe verificar los perfiles de potenciales de polarización obtenidos con forme con el 
numeral 3.6 del Apéndice I de este Proyecto de 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 este 
Proyecto de Norma  
  
Cambios de potencial por corriente impresa  
Cambio de potencial de polarización  Numeral 3.5 c) del Apéndice I de este 
Proyecto de Norma  
Potencial en el punto de impresión  Numeral 3.7 del Apéndice I de este Proyecto 
de Norma  
  
j) La UV debe verificar qu e 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 
este Proyecto de Norma.  
m) La UV debe verificar las mediciones de las fuentes de corriente impresa conform e con el 
numeral 3.8.3 del Apéndice I de este Proyecto de 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 fue ntes con regulación automática.  
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 m antenimiento, 
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. Monitore o, 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 si guientes:  
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 Regulado 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 Regulado para 
realizar el monitoreo y detección de fugas sean completos y adecuados para las características del 
sistema de transporte. Estos pro cedimientos 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 
condicio nes y asegurar que siempre se tengan instrumentos en buenas condiciones disponibles 
para su uso.  b) El procedimiento para la capacitación y calificación del personal para 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 control de fugas, así como el registro de los resultados de la aplicación de dicha 
autoeval uación.  
d) El procedimiento para obtener la tendencia de los resultados de la autoevaluación. Esta 
tendencia debe mostrar una mejora continua en las condiciones de seguridad del sistema de 
transporte de gas.  
7.1.1.1  La UV debe comprobar que los procedimien tos y métodos de monitoreo y detección de 
fugas del sistema de gas cumplen con este Proyecto de Norma, para lo cual debe verificar que 
dichos procedimientos y métodos cumplen, por lo 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 este Proyecto de Norma. En la Parte 2. - 
Documentos de consulta de la misma 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 conformida d del sistema de transporte de gas  
Parte 1. - Normas de referencia  Parte 2. - Documentos de consulta  
Procedimientos 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 de 
combustibles  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 este Proyecto de 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 este Proyecto de Norma. En la Parte 2. - Documentos de 
consulta de la misma tabla G están indicados docum entos 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 clasificación y control de  
fugas para l a 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 
y criterios de acción 
para fugas de grado 1  5.1.1 y Tabla 2    Apéndice M; M5  Descripción, ejemplos 
y criterios de acción 
para fugas de grado 2  5.1.2 y Tabla 3    Apéndice M; M5  
Descripción, ejemplos 
y criterios de acción 
para fugas d e grado 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 Regulado 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 e structuras 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. Tod as 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 inspecciones 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 p rogramas de monitoreo de fugas y registros de resultados 
para el sistema de gas cumplen con este Proyecto de Norma, para lo cual debe verificar que dichos 
registros están acorde por lo menos, con los requisitos indicados en la Parte 1. - Normas de 
referenci a de la tabla H. Esta contiene el resumen de los requisitos que deben verificarse para la 
Evaluación de la conformidad con este Proyecto de 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 conformid ad para 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 de caída 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 de 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 pers onas 
tienen los conocimientos adecuados para aplicarlos.  
Diagrama 1: Instalaciones de un sistema de transporte que están dentro del alcance de este 
Proyecto  
de Norma.   
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