anejo 4.2 matriz para la selección de la alimentación dia-p gasoducto

8/8/2019 Anejo 4.2 Matriz para la Selección de la Alimentación DIA-P Gasoducto

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Anejo 4.2

Matriz para la Selección de la Alineación

Criterio Condición Sur Norte A S ur N ort e B S ur N or te C O es te E st e A Oeste Este B Oeste Este C

Uso de terrenos Cantidad aproximada de millasde alineación que discurriríanpor terrenos con usosfavorables a la construcción. 3.09 8.68 14.35 + 1.32 14.38 18.89 +

Cuerp os d e agu a Can ti dad d e p un to s d e l aali neació n q ue cru zarí ancuerpos de agua. 23 25 20 + 15 12 + 13

Bosques yReservasNaturales

Cantidad aproximada de millasde alineación que impactaríanl os d iferen tes b osqu es oreservas 1.39 + 2.50 3.04 0.59 0.03 + 2.79

Especies Cantidad de puntos de laalineación que impactarían áreasdesignadas como hábitat deespecies amenazadas o enpeligro de extinción 6.49 11.69 6.01 + 7.03 1.53 + 10.43

Arqueología ycultura

N úm er o de punt os de laalineación que impactaríanrecursos arqueológicos. 1 0 + 0 + 0 + 0 + 0 +

Carreteras Can ti dad d e cru ces d ecarreteras de la alineación. 40 28 21 + 64 47 30 +

Zonificación Cantidad aproximada de millasde alineación que impactaríanlas zonificaciones favorables. 24.21 30.61 33.41 + 4.28 0.44 32.42 +

Resid en ci as Can ti dad d e resid en ci as q ueintercepta la alineación. 17 2 ++ 2 ++ 29 22 1 ++

Total de criterios positivos 1 3 8 1 4 6



CAPÍTULO V

Descripción del Proyecto



DIA - P Vía Verde de Puerto Rico 5-1

5. Descripción del Proyecto

5.1 Introducción

La Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) tiene a su cargo el diseño y construcción del

proyecto Vía Verde. El mismo es un proyecto de interés público para Puerto Rico yatiende la emergencia en cuanto a la infraestructura de generación de energía eléctricaque decretó el Hon. Luis G. Fortuño Burset, en la Orden Ejecutiva OE-2010-034, al amparode la Ley 76 del 5 de mayo de 2000. Además, es esencial para cumplir con el compromisode su programa de trabajo de disminuir el costo de la energía eléctrica y para fortalecerla economía de Puerto Rico.

Vía Verde de Puerto Rico proveerá un sistema de transporte de gas natural desde laEcoEléctrica en Peñuelas, hasta las Centrales Cambalache, Palo Seco y San Juan dela AEE. Para esto, la AEE propone construir unas 92 millas de tubería de acero de 24”de diámetro, para transportar el gas natural. El uso del gas natural proveerá mayor

eficiencia a las operaciones de la AEE y ayudará a manejar los costos energéticos.Además, reducirá la dependencia del petróleo y el impacto ambiental de contaminantesatmosféricos.

La tubería será soterrada y cruzará por los Municipios de Peñuelas, Adjuntas, Utuado,Arecibo, Barceloneta, Manatí, Vega Alta, Vega Baja, Dorado, Toa Baja, Cataño,Bayamón y Guaynabo. Se impactarán tierras privadas y públicas, de uso comercial,industrial y agrícola. La tubería y los demás materiales de construcción se ordenarán acompañías de los Estados Unidos e internacionales y se recibirán por el Puerto deLas Américas, en Ponce y la Zona Portuaria de San Juan. Aledaño al puerto, seestablecerá un centro de operaciones para almacenar materiales, equipo y reunir a losempleados diariamente para asignar tareas (ver Sección III: Centro de Operaciones).Otros centros de operaciones se establecerán en Utuado, cercano a la milla 25 de latubería; en Arecibo, cercano a la Central Cambalache; en Vega Alta, cercano a lamilla 71 de la tubería; y en Toa Baja en las instalaciones de la AEE en la 165 (conocidocomo el CASE).

El proyecto tendrá un costo total de $447,000,000. Esta suma incluye las partidas porconcepto de diseño, compra, acarreo y entrega de materiales, construcción, pago depatentes e impuestos, adquisición de terrenos, estudios y permisos. El costo para laconversión a gas natural de las unidades se estima que será entre $50 a $70 millones.

El diseño de la tubería y sus equipos auxiliares se hará de acuerdo a las leyes,reglamentos y guías aplicables. Además, se tomarán en consideración para dichodiseño las características especiales de los suelos, la topografía, la geología, laactividad sísmica, el ambiente, entre otras, de manera que el diseño final sea eladecuado para cualquier situación o condición que se encuentre a lo largo de latubería.

En cumplimiento con los requisitos de la Ley Núm. 109 de 28 de junio de 1962, Ley deServicio Público de Puerto Rico y con el Reglamento para la Creación y




Funcionamiento del Centro de Excavaciones y Demoliciones, Reglamento 7245, antesde comenzar las excavaciones se coordinará con la Comisión de Servicio Público o conla Oficina de Gerencia de Permisos, según sea aplicable, para que la Autoridad deAcueductos y Alcantarillados (AAA), la Puerto Rico Telephone Company (PRTC) ycualquier otra agencia o empresa con infraestructura soterrada, marque la localización

de dicha infraestructura en las áreas donde pueda afectarse, especialmente en lostramos paralelos a la PR-10 y PR-22. De acuerdo al Código de ReglamentacionesFederales, Título 49, Parte 192, Sección 325 (49 CFR 192.325), Underground Clearance , la distancia entre la tubería y otra infraestructura soterrada debe ser nomenor de 12”. La práctica de la industria en Estados Unidos es mantener una distanciaigual al diámetro de la tubería. Para nuestro proyecto se utilizará una distancia mínimade 24”, donde sea posible. En donde esto no pueda cumplirse se utilizará el mínimode 12” requeridas por el reglamento.

Como parte del proyecto, se instalarán 4 metros de flujo de gas; uno en Peñuelas,cercano a la terminal de EcoEléctrica (Receipt Meter Station); en la Central

Cambalache (Delivery Meter Station ); en la Central Palo Seco (Delivery Meter Station );y otro en la Central San Juan (Delivery Meter Station ). La estación del Metro de Recibotendrá instalado un Cromatógrafo de Gas, Analizador Infrarrojo y Analizador deHumedad. Las estaciones de los Metros de Despacho tendrán Cromatógrafo de Gas,Analizador Infrarrojo, Analizador de Humedad, Filtro/Separador, Control de Flujo yCalentador de Gas. Además, las estaciones de los metros incluirán una estructurade 10’ x 12’ para la computadora de flujo de gas.

La tubería incluirá un bidirectional PIG launcher/receiver (Figura 5-1) en la estación demetro de flujo en la EcoEléctrica; un PIG receiver (Figura 5-2) en la estación del metrode flujo de gas en la Central San Juan; y se proveerán conexiones para una unidadportátil de PIG launcher/receiver en la Central Palo Seco. El PIG consiste en unaherramienta que se inserta dentro de la tubería para realizar inspecciones, medidas ylimpiezas.

Figura 5-1

cerrado

abierto

abierto

Método convencional de impulsar el PIG

PIG




Figura 5-2

Además, habrá válvulas en la tubería que se utilizarán para aislar segmentos en casode inspecciones, reparaciones o emergencias. El número y la localización de las

válvulas se determinarán durante el diseño, dependiendo de la clase por localización(ver Sección 5.7.2.2 para la definición de cada Clase). De acuerdo al 49 CFR 172.179,Transmission line valves, las válvulas se localizan de la siguiente manera:

Clase 1 – cada punto de la tubería en esta clase no estará a más de 10 millasde distancia de una válvula; la distancia entre las válvulas será igual o menora 20 millas.Clase 2 – cada punto de la tubería en esta clase no estará a más de 7.5 millasde distancia de una válvula; la distancia entre las válvulas será igual o menora 15 millas.Clase 3 – cada punto de la tubería en esta clase no estará a más de 4.0 millasde distancia de una válvula; la distancia entre las válvulas será igual o menora 8 millas.Clase 4 – cada punto de la tubería en esta clase no estará a más de 2.5 millasde distancia de una válvula; la distancia entre las válvulas será igual o menora 5 millas.

La presión de entrada del gas a la tubería será de 650 psi. En las diferentes centralesque se abastecerán de gas natural mediante Vía Verde, se instalará equipo parareducir esta presión alrededor de 400 psi, antes de que entre a las turbinas decombustión. Todos los equipos que se instalen como parte del proyecto tendrán lacapacidad de operar a una presión máxima de 1,450 psi, a una temperatura máxima

de 120° F.

5.2 Gas Natural

El gas natural es un combustible fósil y se forma cuando materia orgánica (restos deplantas y animales) es comprimida bajo la tierra a presiones altas por tiempos deescala geológica. La presión combinada con altas temperaturas produce petróleo ygas natural. En ocasiones, el gas natural se encuentra con depósitos de petróleo que

Método convencional de recibir el PIG

abierto

abierto

cerrado

drenaje

PIG




están de 1 a 2 millas bajo la corteza terrestre. Esto se conoce como gas asociado.Cuando el yacimiento es exclusivamente gas natural, se denomina yacimiento noasociado. El gas también se denomina rico o pobre dependiendo de la cantidad dehidrocarburos pesados que puedan extraerse del mismo y que tienen valor comercial.

El gas natural es una mezcla de hidrocarburos. Su composición varía de acuerdo a laformación o reserva de donde se extrae, pero su componente principal siempre es elmetano (CH4). También contiene etano, propano, butano, dióxido de carbono, oxígeno,nitrógeno, compuestos de azufre y helio. No tiene color ni olor y es más liviano que elaire. Su gravedad específica fluctúa entre 0.55 y 0.64. La gravedad específica del airees 1.00. Su límite de explosividad es 3-17%. Esto quiere decir que la mezcla de aire ygas natural tiene que estar entre 3% gas natural y 97% aire (límite menor) y 17% gasnatural y 83% aire (límite mayor) para que haya combustión. Fuera de estos límites, elgas natural se mantiene estable.

Compuestos de azufre son contaminantes comunes en el gas natural y se remueven

antes de utilizarlo. El gas natural que contiene una cantidad significativa de impurezasde azufre se denomina gas natural amargo; dulce, si la cantidad de impurezas es baja.El gas natural que se utiliza por compañías de transmisión tiene que cumplir conrequisitos para preservar la integridad de la tubería. Entre estos requisitos están:contenido de agua, punto de condensación de hidrógeno, valor calórico y contenido decompuestos de azufre. El control de estos parámetros ayuda a controlar la corrosióninterna de la tubería.

La cantidad de energía que produce la combustión de gas natural se mide en UnidadesTérmicas Británicas (BTU). El valor del gas natural se determina por su potencialenergético que se mide en BTU’s. Un BTU representa la cantidad de energía que serequiere para elevar un grado Fahrenheit la temperatura de una libra de agua. Un piecúbico de gas natural produce un promedio de 1,000 BTU, aunque puede fluctuarentre 500 y 1,500 BTU.

El gas natural es un componente vital del suministro mundial de energía. Es la fuentede energía fósil que ha tenido más auge desde los años 70 y representa actualmente laquinta parte del consumo energético mundial. El gas natural se considera uno de loscombustibles fósiles más limpios y mejores para el ambiente. Su ventaja ambiental, encomparación con el carbón o con el petróleo, es que las emisiones de dióxido de azufreson ínfimas y que los niveles de óxido nitroso y dióxido de carbono son menores. Unamayor utilización de esta fuente de energía permitirá disminuir considerablemente losimpactos negativos sobre el ambiente, tales como: lluvia ácida y el calentamientoglobal.

La industria de gas natural se compone de tres segmentos: producción (exploración,extracción, tratamiento), transmisión y distribución. En Puerto Rico no hay producciónde gas natural. Vía Verde de Puerto Rico representa el segmento de transmisión, yaque recibe el gas natural regasificado de la terminal de EcoEléctrica y lo transportadirectamente a las Centrales Cambalache, Palo Seco y San Juan. En Puerto Rico, el




gas natural se utiliza en su totalidad para la producción de electricidad (EcoEléctrica y,posteriormente, las centrales de AEE). Sin embargo, éste tiene otros usos domésticos(enseres: lavadoras, secadoras, calentadores de agua), comerciales e industriales(equipos médicos, maquinaria industrial, aire acondicionado, refrigeración, enseres derestaurantes, incineración y reciclaje, entre otros). También se utiliza en vehículos de

motor. Se estima que hay 1.5 millones de vehículos en todo el mundo que utilizan gasnatural como combustible.

5.3 Descripción General de la Alineación

A continuación se presenta una descripción general de los lugares por donde cruzará lalínea. En el Anejo 3.1, Fotos Aéreas con Alineación Ilustrada , se muestra la alineacióndel proyecto. Las fotos aéreas que se incluyen en esta sección no están en una mismaescala y sólo tienen una función ilustrativa. Las mismas muestran la alineación en colorverde y los límites municipales en color azul.

Exploración

Extracción

Tratamiento

Transporte porBarco en

Estado Líquido

TerminalEcoEléctrica

Peñuelas

CentralesCambalache, PaloSeco y San Juan




Milla 0 – 8

La tubería comienza en la milla 0.0 en el lugar propuesto para el metro de flujo, se

dirige hacia el este. En la milla 1.0 sigue al norte paralela a la PR- 337 hasta que cruzaa ésta y el canal de Union Carbide. Sigue una dirección al norte para cruzar elrío Tallaboa. De aquí se dirige al norte, cruza la PR-127 pasa el área industrial y seacerca a la PR-385 en dirección norte. Cerca de la milla 3.6, la alineación cruza laPR-2 y sigue hacia el norte hasta que cercano a la milla 4.0 vira hacia el este y cruza laPR-385, donde comienza su ascenso hacia el área montañosa de Tallaboa. De aquí,la línea sigue con rumbo al este por el área montañosa hasta llegar cercano alvertedero BFI, el cual bordea. En la milla 6.0 la alineación vira hacia el norte. De aquíla alineación sigue hacia el norte hasta llegar hacia el oeste de la comunidad MonteSanto.




Milla 8 – 13

La alineación continúa su rumbo hacia el norte y

pasa al este de las comunidades de VillaEsmeralda, Tallaboa II y La Moca, donde cruza laPR-132. Cercano a la milla 9.3 de la tubería seacerca al límite municipal entre Peñuelas y Ponce,pero no entra a Ponce. En ese punto cruza laPR-520. De ahí se dirige al noroeste y luego de lamilla 10, se dirige directamente hacia el norte ypasa en un punto medio entre las ComunidadesCalvache y Brisas del Monte. Entre la milla 11 yla 12 de la tubería se cruzan las carreterasPR-3391 y PR-391, desde donde sigue hacia el

norte hasta alcanzar la milla 13, hacia el oeste delSector Belleza.

Milla 13 – 20

Desde la milla 13 continúa hacia el nortehasta que entra a Adjuntas a la altura de lamilla 14.5 de la tubería, por el Barrio Saltillo, aunos 200 metros al oeste de la colindancia con elBarrio Portugués, cercano a la PR-516. Latubería continúa su camino en dirección norestehasta que, cercano a la milla 14.8 de la misma,entra al Barrio Portugués. De ahí continúa sucamino hacia el noreste manteniéndose paralelaa la colindancia entre los Barrios Saltillo yPortugués, hasta llegar a las cercanías de laPR-123, la cual intercepta a unas 0.5 millas alsureste de la intercepción entre la PR-123 y laPR-143, a la altura de la milla 15.5 de la tubería.Continúa su camino hacia el noreste hastainterceptar la PR-10 cercano al km 23 de esacarretera. De ahí continúa paralela a la PR-10hasta la milla 20.0.




Milla 20 – 29

A partir de la milla 21 cambia su trayectoria hacia eleste, hasta cruzar la PR-523 donde continúa paralelahasta la milla 22. Luego sigue en dirección norestehasta la milla 23.0 donde cruza la PR-524. La tuberíaentra al Municipio de Utuado por el Barrio Arenas, a laaltura de la milla 24.0. Una vez entra al Municipio deUtuado, continúa su trayectoria hacia el norte, paraleloal río Grande de Arecibo, el cual queda al oeste de latubería, hasta pasar por detrás de la Universidad dePuerto Rico, donde cambia su trayectoria hacia elnoroeste hasta entrar al Barrio Pueblo donde cruza la

PR-123. De inmediato sale del Barrio Pueblo y entraal Barrio Salto Arriba, cerca a la milla 27.3 de latubería, de donde procede hacia el norte hasta cruzarla PR-10. De ahí sigue el noreste por la servidumbrede la PR-10. La tubería continúa por campo abiertohacia el noreste y cruza el Barrio Sabana Grandehasta alcanzar la milla 29.5 de la tubería.

Milla 29 - 35

En la milla 29.5 cambia su trayectoria y se dirige máshacia el norte, donde intercepta la PR-123. En lamilla 30.3 la tubería entra al Municipio de Arecibo en sutrayectoria hacia el noroeste por la servidumbre de laPR-10. Luego, cruza los Barrios Río Arriba y HatoViejo. Llega al Barrio Carreras de este municipio, cercade la milla 35.




Milla 35 – 46

En la milla 35.7 cruza la PR-10 y luego la PR-123 y continúa la marcha hacia el nortepor el Valle del río Grande de Arecibo hasta cruzar la PR-22 y luego la PR-2 al oeste dela Finca Las Claras. La tubería alcanza la Central Cambalache cercano a la milla 42.2.De ahí comienza su curso hacia el este, bordea el Caño Tiburones al sur de éste, hastallegar a la milla 46 de la tubería.




Milla 46 - 54

La tubería continúa al sur del Caño Tiburones hasta la milla 51. En ese punto entra alMunicipio de Barceloneta y cruza por campo abierto por terrenos de la Autoridad deTierras. Pasa al norte del dique que protege a este municipio, hasta la milla 54 dondecomienza una trayectoria hacia el sureste, cruza la PR-684 y entra al Municipio deManatí.

Milla 54-63

En la milla 57 la tubería cruza laPR-22 de norte a sur y sigue porcampo abierto por el valle del ríoManatí. Entre las millas 58 y 59, latubería cruza el río Manatí dosveces. Cruza la PR-6685, despuésla PR-149 y pasa al sur de laUrbanización Jardines de Mónaco.Continúa hacia el este por campoabierto, al sur del Sector SábanaSeca y la Barriada el Polvorín.Cercano a la milla 63 la tubería pasaal norte del Sector Palo Alto y entraa Vega Baja.




Milla 63 – 71

Desde la milla 63 hastala 65, la tubería bordealos sembradíos de piña.

Luego pasa al sur de lossectores Bethel, Panaini yAmadeo. Además, cruzala PR-137 y la PR-155.Luego pasa al surde la Urbanización VillaPinares, cruza la PR-674y continúa hacia elnoreste. Luego, bordeael Sector El Indio, desdedonde cambia a una

trayectoria hacia elsureste y cercano a lamilla 70 de la tuberíapasa al sur de la

Comunidad Carmelita y al sur de la PR-2, pero al norte de la PR-22.

Milla 71 – 77

En la milla 71 entra a Vega Altacercano al bosque de Vega. Enla milla 72 la tubería se ubicaráen la servidumbre de la PR-22,al sur de la misma, dondepasará cerca de los SectoresMaysonet, Martell, Los Dávila yCotto Martell y al norte delbosque Dorado. De ahícontinúa hacia el noreste ypasa cercano a la UrbanizaciónSan Nicolás. Cercano a lamilla 77 cruza la PR-693 yluego el río La Plata.




Milla 77 – 85

Después de la milla 77, latubería entra al Municipio de

Toa Baja y continúa hacia elnoreste, cruza la PR-165 ypasa al este del pueblo de ToaBaja y al este de Toa Ville.Desde la milla 79 sigue porcampo abierto hasta alcanzar lacosta norte de Toa Baja ybordea el área de Levittown porla servidumbre norte de laPR-165. En la milla 85 latubería sale de Toa Baja.

Milla 85 – 92

Cercano a la milla 85.4 cruza elrío de Bayamón y se bifurca endos segmentos: uno que vahasta la Central Palo Seco ypasa al sur de los terrenos dela AEE donde está el CASE;el otro segmento continúahacia el sur al este del canaldel río Bayamón y pasacercano a la Urbanización VillaAurora. Sigue hacia el surhasta encontrar la PR-22, lacual cruza y sigue porsu servidumbre al lado sur de lamisma. Desde la milla 87.4la tubería sigue por laservidumbre del lado surde la PR-22. Frente a lasinstalaciones de CAPECO,

cruza la PR-22 nuevamente, esta vez hacia el norte. Pasa hacia el norte de laurbanización industrial y cercana a la Urbanización Las Vegas y la Barriada PuenteBlanco. Cercano a su milla 90.4, la tubería cruza la PR-165 cercano a la cárcel federaly de ahí entra a la Central San Juan.




5.4 Centros de Operaciones

El Proyecto necesitará varios espacios de terreno donde se establecerán los centros deoperaciones. Preliminarmente, la AEE contempla usar varios terrenos en Ponce,Utuado, Arecibo, Vega Alta y Toa Baja. Estos locales ya están impactados por

actividad industrial, por lo que no representan un impacto al ambiente. Su uso será decarácter temporero mientras se construye el proyecto.

Todos los locales son de topografía llana y están muy cerca del proyecto. Dos de ellosestán sumamente cercanos a las áreas de desembarque de los materiales y equiposdel proyecto. Los terrenos se seleccionaron por las siguientes razones:

Localización estratégica con relación a la alineación propuesta.Rápido acceso a diferentes puntos del proyecto a través de carreterasprincipales.Disponibilidad de espacio requerido por el proyecto.

Área destinada para uso industrial (uso compatible para nuestro proyecto).Proximidad a zonas portuarias.Rápida movilización de los materiales y equipos; retraso mínimo de lasactividades rutinarias.

Los mismos albergarán, de forma temporal y durante la etapa de construcción, lasoficinas de los ingenieros residentes de la AEE, los contratistas y subcontratistas. Enestas oficinas se planificará, desarrollará, coordinará y se implantará la logística paralas actividades de trabajo diario, programados o de emergencia.

También servirá como base para el recibo, almacenamiento, inventario y despacho de

materiales y equipos para el proyecto, tales como: tuberías de acero con longitudesentre 40 a 80 pies, registros, válvulas, equipos sanitarios portátiles, tuberías “PVC”,cables, madera, varillas, cemento, bombas, generadores de emergencias, tanques dealmacenamiento de combustibles, maquinaria para soldadura, herramientas de trabajo,equipos de seguridad, vehículos de transporte livianos, transporte de plataforma,equipo de barrenado horizontal, camiones para acarreo, excavadoras, rolo vibratorio,“backhoe loaders” .

Previo al comienzo del proyecto, habrá actividades de limpieza de los terrenos yremoción de la vegetación existente para algunas secciones de los predios. De sernecesario, habrá movimiento de tierra para la nivelación del mismo. Se implantará un

Plan de Control de Erosión y Sedimentación y un Plan para Control de Emisiones dePolvo Fugitivo. Como parte de esto, se instalará silt fence y pacas de heno deacuerdo a los patrones de drenaje del área; se prepararán las entradas y seestablecerá un área de lavado de gomas. Además, se implantará un plan deasperjación para controlar el particulado.

El área de los centros de operaciones se dividirá en diferentes secciones para atenderlas necesidades de contratistas, subcontratistas, ingenieros residentes e inspectores.




Se ubicará un centro de mando para el contratista principal, oficinas para lossubcontratistas, oficinas para inspectores e ingenieros, baños, despacho de materialesy equipos, centro de apoyo para la construcción, almacenamiento de materiales,almacenamiento de relleno, estacionamiento de vehículos livianos y pesados,mantenimiento e inspección de la flota terrestre, área de almuerzo, entre otros, y según

sea necesario.Otras actividades que se realizarán, según sea necesario, para la preparación de loscentros de operaciones son:

Excavación de trincheras para el drenaje de las aguas.Excavación y relleno temporal del terreno para las facilidades deestacionamiento o almacenamiento de materiales. Las aguas de escorrentía seredirigirán para reducir estancamiento.Instalación de verja eslabonada. La acción evitará el hurto de materiales, elacceso de personas no relacionadas con el proyecto y evitará accidentes.

El centro de operaciones contará con oficiales de seguridad para la vigilancia delos materiales, equipos y seguridad del personal. Sólo se permitirá acceso a lainstalación al personal autorizado y agencias reguladoras municipales, estatalesy federales.

De ser necesario, se utilizarán áreas dentro del solar para almacenar material selectopara relleno. Estos montículos estarán cubiertos.

Luego de que termine la construcción del proyecto, los centros de operaciones cesaránsus actividades; se removerán todos los equipos y el terreno se acondicionará a suestado original y se entregará a su dueño.

5.5 Seguridad Personal

Para la construcción del proyecto se contratará a una compañía especializada en laconstrucción de gasoductos. El contratista será responsable de someter un plan detrabajo que incluya los aspectos de salud y seguridad que se implantarán durante laconstrucción. La AEE evaluará el plan y se asegurará de que incluya los siguientesaspectos, según el Código de Regulaciones Federales, Título 29, Labor ,Parte 1910, Occupational Safety and Health Standards y Parte 1926, Safety and Health Regulations for Construction:

Adiestramiento básico de reglas de seguridad a todos los empleados delproyecto.Situaciones peligrosas; cómo reconocerlas y manejarlas o evitarlas.Construcción de trincheras y medidas que se tomarán para evitar quecolapsen. Medidas que se tomarán en trincheras llenas de agua.Exposición a tráfico (uso de chalecos reflectores, etc.)Exposición a cargas (tubería) que puedan caer sobre los empleados (falling loads ).




Uso de alarmas de reversa en vehículos.Uso de protectores (stop logs , barricadas, señales mecánicas y de mano)para evitar que los equipos que transitan cerca de las trincheras caigandentro de las mismas.Caídas

Equipo de seguridad por clasificación de trabajoInspección de áreas de trabajoLimpiezaBañosAgua PotablePrimeros auxiliosIdentificación de servicios médicos por municipio.Exposición a ruidosDisposición de desperdicios sanitariosProcedimiento para informe e investigación de accidentes.Control de acceso a área de trabajo.Protección de trincheras en caso de que permanezcan abiertas de un díapara otro.Copia Hojas de Datos de Seguridad de Materiales (MSDS)Lista de personal especializado y copia de certificaciones o licenciasvigentes.

5.6 Etapas de Construcción

La construcción del proyecto se realizará por tramos y seguirá una secuenciaespecífica (tipo línea de producción). Por lo general, la brigada que limpia y nivela laservidumbre comienza sus labores una semana antes de que los demás grupos semovilicen. Luego de esto, los agrimensores cotejan los marcadores y remplazan losque se hayan removido. Tan pronto terminan los agrimensores, se trae la tubería y seacomoda a lo largo del tramo limpio; luego, se comienzan a excavar las trincheras.Cuando se termina el tramo de excavación, los soldadores comienzan a soldar y llegala maquinaria que acomodará la tubería dentro de la trinchera, se cubre la tubería y serealiza la prueba hidrostática. Si la tubería pasa la prueba hidrostática, se comienza larestauración de la servidumbre. El proceso se repite hasta que termina la construcciónde las 92 millas de tubería.

A continuación se describe cada etapa de la construcción. La determinación dealineación preliminar, identificación de dueños, agrimensura I y estudios ambientales yase realizaron.

5.6.1 Identificación de Dueños, Agrimensura I y Estudios Ambientales

Luego que se escogió la alineación preliminar, se identificaron los dueños de losterrenos y se comenzó el proceso de visitar a cada uno de ellos. Se les explicó elproyecto y se solicitó permiso de acceso a su propiedad, para realizar la agrimensura y




Figura 5-3Servidumbre preparada para

construcción

los estudios ambientales pertinentes. Para esto se contrató a la compañía New Star Acquisitions . Los dueños firmaron un Acuerdo para otorgar permiso. Se le proveyócopia de estos acuerdos a los agrimensores y una carta de presentación firmada por unrepresentante de la AEE. Los agrimensores también participaron en una charlainformativa sobre el proyecto.

En la primera etapa de la agrimensura se utilizó la tecnología aérea de LIDAR. Estaetapa tomó casi cuarenta y cinco días y con la misma se trazó el centro de la línea pordonde cruzará la tubería.

Uso de la Tecnología LIDAR(Light Detection and Ranging )

Los estudios ambientales se comenzaron con las coordenadas de la alineaciónpreliminar, las cuales se obtuvieron por medio de vuelos de reconocimiento enhelicópteros de la AEE. Los estudios ambientales que se comenzaron fueron:

delineación de humedales, flora y fauna, árboles y arqueológico.

Luego de la agrimensura mediante LIDAR, los agrimensores cotejarán que todos lospuntos del centro de línea estén correctos. Entonces, se marcarán las áreas.

5.6.2 Limpieza de Servidumbre

Aunque no existe reglamentación, federal ni estatal, queestablezca una distancia de despejo respecto aedificaciones, la AEE establecerá una servidumbre de150 pies a lo largo de toda la alineación, para propósitos

de conservación y mantenimiento. Esta servidumbre seconocerá como servidumbre de mantenimiento y podráser reducida o aumentada en aquellas áreas que hayalimitaciones de espacio o situaciones particulares. Noobstante, dentro de esos 150 pies, se mantendrá libre devegetación de raíces profundas y de cualquier edificaciónuna servidumbre de operación de 50 pies. El remanentede la servidumbre de mantenimiento podrá reforestarse




de forma natural o por medio de algún plan de mitigación, según coordinado con lasagencias concernidas. Además, en la servidumbre de mantenimiento se permitirá eluso y disfrute de la misma por su titular, sujeto a que éste tramite y obtenga laautorización de la AEE para conducir las actividades que se desarrollarán dentro dedicha servidumbre.

Una vez se adquieran los terrenos que se identificaron para la construcción y se haganlas coordinaciones necesarias con los dueños para el uso del área de construcción, seutilizará maquinaria pesada para limpiar y nivelar. Se estima que seimpactarán 1,113.8 acres. De estos terrenos se removerán verjas, árboles, arbustos,maleza, piedras y todo obstáculo que impida el libre movimiento de la maquinariaque se utilizará para transportar la tubería, construir las trincheras y acomodar latubería. El terreno que se remueva se almacenará para utilizarlo en la etapa derestauración. El top soil se almacenará separado del subsuelo. Ambos terrenos secubrirán para evitar que la lluvia y el viento los dispersen. Durante esta etapa secolocarán mallas protectoras (silt fence ) y pacas de heno para evitar la sedimentación

en cuerpos de agua. La siguiente tabla contiene la información sobre la longitud delproyecto en cada municipio, y los acres del área de construcción:

MunicipioLongitud Área de

Construcción(acres)

ServidumbreOperación

(acres)millas km

Peñuelas 14.4 23.2 174.5 87.3Adjuntas 7.1 11.4 86.0 43.0Utuado 8.9 14.3 107.9 54.0Arecibo 20.5 33.0 248.5 124.3Barceloneta 3.2 5.1 38.8 19.4Manatí 9.2 14.8 111.5 55.7Vega Baja 7.5 12.1 90.9 45.5Vega Alta 3.6 5.8 43.6 21.8Dorado 5.0 8.0 60.6 30.3Toa Baja 6.8 10.9 82.4 41.2Cataño 2.4 3.8 29.1 14.5Bayamón 1.4 2.3 17.0 8.5Guaynabo 1.9 3.1 23.0 11.5

TOTAL 91.9 147.8 1,113.8 556.9

Para la limpieza del área de construcción se estima que se removeránunos 687,760 metros cúbicos de terreno.




5.6.3 Distribución de Tubería

Figura 5-4 Figura 5-5

Transportación de Tubería Distribución de tubería

Una vez se limpie la servidumbre y se cotejen los marcadores, la tubería se trae delárea de almacenaje y se coloca a lo largo del área que se utilizará para excavar latrinchera. Esto facilita el proceso de soldadura y acomodo. Las secciones de tuberíason de 40 pies de largo. La tubería es específica a la localización y se coloca deacuerdo al plan de diseño. Las especificaciones de grosor y revestimiento varían deacuerdo a variaciones en densidad poblacional, topografía, cruces de cuerpos de aguay carreteras. Durante la evaluación de datos se identificaron las siguientesclasificaciones y el número de millas que cubre cada clasificación.

Definición de clasificación de acuerdo al 49 CFR 192.5:Clase 1 – 10 edificios o menosClase 2 – más de 10 edificios, pero menos de 46Clase 3 – más de 46 edificios o a 100 yardas de áreas de uso común (parques, teatros

al aire libre etc.)

Vía Verde de Puerto RicoClasificación de Tubería para Distribución

Clasificación Factor de Diseño Espesor de la Tubería (pulg.) MillasClase 1 0.72 0.199 51%

Clase 3 y Clase 2 en

servidumbre decarreteras

0.50 0.286 49%




5.6.4 Construcción de Trincheras

En áreas planas, se utilizará maquinariaespecializada para la construcción de trincheras(wheel ditcher ). En otras áreas se utilizará

maquinaria con brazo mecánico. Las trincherasserán de 5 a 6 pies de profundidad y 4 a 5 pies deancho. La cubierta mínima sobre el tope de latubería será 3 pies, ya que se requiere que ladistancia entre la tubería y las paredes de latrinchera sea 12” a cada lado de la misma. Lacubierta mínima sobre la del tope de la tuberíaserá 3 pies.

El terreno que se remueva de las trincheras se cernirá y se almacenará a lo largo de lamisma. El propósito de cernirlo es remover pedazos de rocas grandes que pueden

dañar el revestimiento. El material excavado se utilizará para cubrir la tubería. De haberun sobrante de este material, el mismo se dispondrá en un vertedero autorizado.

La trinchera se excava con paredes anguladas para evitar que colapsen durante lostrabajos. Donde sea necesario, se instalará tabla estacado para reforzar las paredesmientras se trabaja. Para la excavación de la trinchera se estima que seremoverán 494,206 metros cúbicos de terreno.

5.6.5 Perforación (Bore), Barreno Horizontal Directo (HDD), y TrincheraAbierta (open cut )

Los cruces de carreteras se harán utilizando el método de perforación (boring ) pordebajo de la carretera. En las áreas de cruces de carreteras el área de construcciónsobrepasará los 100 pies que se utilizarán en las excavaciones normales. La tuberíase instalará a un mínimo de 4 pies debajo de la carretera. Estos tramos de tuberíaestán diseñados para tolerar los pesos asociados a la carretera y los vehículos quetransitan por la misma.

Durante la agrimensura se identificaron sesentay cuatro puntos de carreteras estatales que secruzarán por el método de perforación (bore ) opor HDD, de ser necesario.

Figura 5-6Excavación de Trinchera

Figura 5-7Cruce de carretera




La siguiente tabla presenta las carreteras que se cruzarán con la alineación delproyecto y las coordenadas de cada cruce:

CARRETERA COORDDENADAS CARRETERA COORDDENADAS337 166719.59 218152.76 6685 193592.09 263822.77

127 168590.98 219056.28 149 193810.2 263614.6

2 168992.83 219779.88 668 195461.25 263321.3

385 169065.06 220143.65 668 195551.98 263301.42

132 172494.46 223933.01 668 195643.32 263321.92

520 173469.93 225782.26 672 198192.27 265231.36

3391 172879.93 227969.76 137 201473.42 265226.64

391 172676.27 228739.92 155 202022.10 265051.22

123 172857.78 234357.85 674 204694.38 264848.01

10 173562.52 234831.62 22 under 205643.96 266053.73143 173534.01 235124.52 160 206648.84 266905.78

521 173416.69 236813.88 676 209024.16 266139.94

524 170983.1 241222.15 22 under 209251.45 266083.96

123 169844.06 247682.51 690 214069.82 265290.70

10 169582.51 248063.52 2 209862.21 265379.15

111 170038.43 248184.79 694 214273.51 265564.17

10 173782.88 253377.35 6659 216232.46 265636.57

123 171142.18 250601.67 22 216672.59 265465.36

123 173802.20 252970.69 694 217328.83 266024.34

10 173783.36 253377.50 693 217738.62 265126.08

621 173972.77 254087.53 854 218635.07 265870.07

6626 172700.33 261560.77 165 219266.91 266573.35

10 172567.69 262719.52 867 219679.66 267734.87

123 172671.81 262734.64 165 224923.71 270007.65

22 under 170994.36 267942.69 165 228254.82 268351.35

2 171596.81 269858.16 165 230040.76 268727.06

681 187840.91 270053.79 22 229466.62 265186.93

684 189493.73 269733.35 5 230884.79 265221.32

616 190424.22 268969.79 22 231884.91 265261.01616 190498.78 268241.51 165 233932.79 265655.24

22 under 190482.98 267905.13 28 234374.65 265779.6

2 192147.00 265817.77 - - -




Para cruzar cuerpos de agua y algunascarreteras, se utilizará barrenohorizontal directo. Estas áreas deconstrucción serán de 100 – 300 piesen la entrada y la salida de la tubería.

Entre ellas están la PR-2, PR-22. Paracruces de cuerpos de agua, el barrenohorizontal directo se considera como unmétodo de cruce “seco” porque nointerfiere con el flujo del cuerpo deagua, ya que la perforación se hace pordebajo del lecho del cuerpo de agua. Elmétodo tiene tres etapas. Éstasincluyen: (1) hacer una perforaciónpiloto con trayectoria arqueada, (2)agrandar la perforación piloto con una

serie de barrenos de mayor tamaño para acomodar la tubería de 24”, y (3) halar latubería por la perforación hasta alcanzar el otro lado del cuerpo de agua.

Figura 5-9Ilustración Barreno Horizontal Directo

La perforación piloto establece la posición final de la tubería. El barreno se dirige haciael lecho del cuerpo de agua a un ángulo, hasta que se alcanza la profundidad deseada.

Luego, se barrena horizontalmente la distancia necesaria para cruzar el cuerpo deagua y se cambia la dirección hacia la superficie. El barreno se maneja colocando doscables aislados en la superficie. En la parte posterior del barreno se instala una sondaque detecta la corriente que fluye por los cables. De esta manera, el barreno puederesurgir en la posición correcta al otro lado del cuerpo de agua.

Cuerpo de agua

Entrada

Salida

Figura 5-8Técnica de Barreno Horizontal Directo




Durante el barrenado, se utiliza una mezcla de bentonita y agua para lubricar elbarreno, mantener la perforación y remover residuos del barreno. Bentonita es elnombre comercial de arcillas no tóxicas mezcladas con partículas de piedra. Aunque elmétodo de barreno horizontal directo es la mejor forma de evitar impactos a cuerpos deagua, existe la remota posibilidad de un escape de bentonita. Esto es más común

durante la perforación piloto, cuando la bentonita busca la alineación de menorresistencia, la cual puede ser una fractura en el lecho marino.

Un escape de bentonita usualmente se detecta cuando hay pérdida de circulación dellíquido de barrenado y/o se observa bentonita en la superficie. Una de las funciones dela bentonita es sellar la perforación para mantener la presión en la misma ( downhole pressure ). Si hay un escape, hay una reducción en la cantidad de bentonita que serecircula.

Durante el barrenado se añadirá un tinte a la bentonita, ya que escapes pequeños sondifíciles de detectar debido a la turbidez del agua y a la gravedad específica de la

bentonita. Si se detecta un escape, se apagará la bomba de fluido, lo cual detendráinmediatamente el flujo de bentonita. Se asignará un inspector para corroborar elcumplimiento en los cuerpos de agua que requieran cruce por barreno horizontaldirecto.

Durante la agrimensura, se identificaron doce cuerpos de agua que se cruzarán porHDD: tres canales y diez ríos, algunos de los cuales se cruzarán en varios puntos y unlago. El resto de los cruces de cuerpos de agua se realizarán por trinchera abierta.Esto quiere decir que la trinchera se excava mientras el cuerpo de agua sigue fluyendo.La mayoría de los cuerpos de agua que se cruzarán utilizando esta técnica sonquebradas pequeñas y zanjones secos. Se identificaron 67 cruces de cuerpos de aguapor trinchera abierta. Esta información se incluye en la siguiente tabla.

NÚM. NOMBRE COORDENADAS X COORDENADAS Y

1 Canal 166712.90508100 218020.9994310

2 Canal 166784.35107800 218061.5903190

3 Canal 167550.54075500 218307.6186970

4 QUEBRADA SIN NOMBRE 167949.62359800 218211.1036800

5 RIO TALLABOA 168400.83357300 218585.3333300



















20 RIO PELLEJAS 170900.30529700 243102.8392890



23 QUEBRADA ARENAS 169959.18842000 246767.2893160

24 QUEBRADA ARENAS 169955.12302300 246832.5447930

25 QUEBRADA ARENAS 169940.49586000 246887.1251690

26 RIO GRANDE DE ARECIBO 169734.67660800 247766.2660530









35 JOBOS CREEK 173970.49662400 254082.3646320



38 QUEBRADA SIN NOMBRE 172187.51260500 264296.144599039 RIO TANAMA 171479.32189400 264910.2639360

40 Otros 171033.22375400 267391.9833710

41 PERDOMO CHANNEL 171074.28866300 268208.9959690

42 171239.70490900 268748.8595320


44 Otros 172124.62414500 270127.8586740

45 Otros 173559.76509300 269087.4054550

46 Otros 174891.02885100 269039.5182700

47 Otros 175705.11100400 269058.6731440

48 Otros 176289.33466800 269202.334701049 Otros 178310.17389700 269748.2486150

50 Otros 178472.99032800 269958.9522320

51 Otros 179054.17888800 270083.2565740

52 Otros 182906.76470800 269895.2589950

53 Otros 183309.06195200 269820.4716070

54 Otros 183576.02810700 269755.9870280





55 Otros 184680.00409100 269741.8004210

56 Otros 185003.71667600 269784.3602430

57 Otros 185274.55190500 269812.7334570

58 Otros 185853.04533400 269871.1550580

59 Otros 186358.98515100 269918.0979270

60 Otros 186525.89313100 269933.7455500

61 Otros 186931.59036200 269971.7236360

62 Otros 187061.98722200 269975.7985380

63 Otros 188679.72326500 270118.4201030

64 Otros 189087.21345200 270085.8208880

65 Otros 189168.71149000 270040.9969680

66 RIO GRANDE DE MANATI 189643.81567200 269594.4790970

67 Otros 190531.77157300 268823.1819380

68 Otros 190519.21375100 268686.8398720

69 CAÑO DE LOS NACHOS 190527.60580900 267662.5040340

70 Otros 190984.83875000 267127.4896480

71 Otros 191799.24360000 266161.5676170



74 RIO INDIO 205531.06949100 265373.7911740

75 RIO INDIO 205691.67563000 266260.1054860

76 RIO INDIO 205734.75734600 266390.4348090

77 RIO INDIO 205806.53725000 266597.1107000

78 QUEBRADA SIN NOMBRE 206454.07040700 266904.690945079 RIO INDIO 206949.01801400 266832.9216160

80 RIO CIBUCO 208779.78779100 266013.9549250


82 Otros 217463.34591700 266102.2642940

83 RIO LA PLATA 218537.12772700 266421.6397210

84 Otros 218734.11659600 266466.7361740

85 Otros 219136.20426500 266557.6429510

86 Otros 220615.72209800 267373.7693360

87 Otros 220845.33264800 267952.0477580

88 Otros 220972.89406400 268334.732008089 RIO COCAL 220988.52310200 268404.4692200

90 RIO COCAL 222754.22408300 269638.5351090

91 Otros 223360.55974300 269761.0927980

92 Otros 223775.57495200 269837.6039820

93 RIO COCAL 223911.60786000 269856.9985350

94 RIO COCAL 224685.33507500 269959.3740950




Figura 5-11Soldadura

Figura 5-10Máquina para doblar tubería


95 RIO BAYAMON 228678.93835400 267891.8619170

96 RIO BAYAMON 228845.51506000 267921.3339160

97 Otros 229207.88263800 267963.3354530

98 QUEBRADA DIEGO 231469.82704700 265238.8116130

99 QUEBRADA LAS LAJAS 231963.62765500 265350.7850570

100 QUEBRADA SANTA CATALINA 232035.15963800 265409.8224380

Además de los cruces de cuerpos de agua, se utilizará trinchera abierta para cruzar loscaminos de tierra y asfaltados.

5.6.6 Soldadura y DoblezUna vez se coloca la tubería con lasespecificaciones correctas, se doblan las seccionesnecesarias de acuerdo a la topografía del terreno.

Para esto, se utiliza una maquinaria para doblartubería que ejerce presión hidráulica y crea undoblez suave y controlado. Todos los dobleces sehacen siguiendo los parámetros establecidos enel 49 CFR 192.313, Bends and elbows , paraasegurar la integridad de la tubería. En ocasiones,los dobleces se determinan previo a la construcciónde la tubería y se prefabrican en talleresespecializados.

Para soldar las diferentes secciones de tubería, éstas se colocan sobre soportestemporales, se limpian los extremos cuidadosamente y se alinean. Luego, se sueldanutilizando el método manual submerged arc welding.

Todos los procedimientos de soldadura serigen por el CFR, Título 49, Parte 192,Subparte E, Welding of Steel in Pipelines ypor el American Petroleum Institute Standard 1104, Welding of pipelines and related facilities. Como parte del primernivel de control de calidad, los soldadoresse cualifican antes de que comience elproyecto. Cada soldador debe completarvarias soldaduras utilizando el mismo tipode tubería que se utilizará en el proyecto.Cada soldadura se evalúa con métodosdestructivos, midiendo la fuerza que senecesita para romperla.




Figura 5-12Aplicación de revestimiento

Una vez comienza el proyecto, las soldaduras secotejarán con métodos no destructivos para detectarfallas. Éstos incluyen inspección visual por unsupervisor experimentado y rayos X. Los técnicos

de rayos X toman las lecturas en el campo yprocesan las películas en un cuarto oscuro portátil.Si se detectan fallas, la soldadura se repara o secorta y se hace una nueva soldadura.

El 49 CFR 192. 243, Non destructive testing , requiere que se hagan rayos X a un 10%de las soldaduras en localizaciones Clase 1, para localizaciones Clase 2, un 15%y 100% para localizaciones Clase 3 y 4.

Luego de que se suelda y se inspeccionan las soldaduras, se cubren los extremos conun revestimiento protector. La tubería trae un revestimiento protector de fábrica, perolos extremos se dejan sin proteger para que éste no interfiera con la soldadura.

5.6.7 Acomodo y Relleno de Trinchera

Una vez la soldadura pasa inspección, se vuelve a inspeccionar el revestimiento de latubería y se procede a levantar la misma con maquinaria especializada (sidebooms ) y aacomodarla dentro de la trinchera.

El terreno cernido de partícula fina se utiliza primero para cubrir la tubería y evitardaños en el revestimiento. Luego, se añade el restante del terreno y piedras pequeñas,seguidas por el top soil .

Figura 5-14Acomodo de Tubería

Figura 5-13Acomodo de Tubería




Figura 5-16Servidumbre restaurada

En general, la tubería tendrá una cubiertamínima de 36 pulgadas. En áreas agrícolas lacubierta será de 48 pulgadas. La cubierta

mínima en carreteras es de 4 pies, a menosque se requiera cubierta adicional en algunasde ellas.

5.6.8 Prueba Hidrostática

El Departamento de Transportación Federal (49 CFR 192.505, Strength test requirements for steel pipeline…) requiere que se realice una prueba hidrostática entoda tubería nueva. El propósito de la prueba hidrostática es detectar cualquier defectoque amenace la habilidad de la tubería de tolerar la presión máxima de operación parala cual fue diseñada, o para determinar que no existen defectos que comprometan laintegridad de la misma. Una vez se coloca la tubería en la trinchera y se cubre, se llenade agua y se aplica una presión superior a la presión de operación por al menos ochohoras (la prueba se puede realizar en toda la tubería o dividir la misma en secciones).

La prueba ayuda a localizar áreas en la tubería que no pueden tolerar presioneselevadas y por consiguiente fallan. Cuando esto ocurre, hay una disminución súbita enla presión y se detecta agua en la servidumbre. Estos defectos se reparan, si esposible, o la sección completa de tubería se remplaza y se repite la prueba.

Para realizar la prueba se utilizará agua de pozo. Éstos pertenecen a la AEE, CentralCostar Sur bajo una franquicia del Departamento de Recursos Naturales yAmbientales.

5.6.9 Restauración de servidumbre

La restauración comienza tan pronto sedetermina que el segmento de tubería que seprobó pasa la prueba hidrostática. Se tomarávideo antes de la construcción y éste se utilizarácomo guía para la restauración. La mayor partede las parcelas tienen áreas verdes devegetación silvestre. Los terrenos agrícolaspodrán utilizarse para la siembra, siempre ycuando no se siembren cultivos con raícesprofundas y se mantengan los marcadores de

Figura 5-15Relleno de trinchera




línea en su lugar. La AEE será responsable por la pérdida de cultivos en el área deconstrucción.

En el caso de humedales, la AEE propone mitigación “on site”, ya que es difícilconseguir terrenos con las características necesarias para una mitigación exitosa. Se

seguirán las recomendaciones del Cuerpo de Ingenieros una vez evalúen el informe dedelineación de humedales y el impacto del proyecto sobre los mismos.

Donde haya cruces de carreteras por el método de trinchera abierta, se seguirán lasrecomendaciones de la Autoridad de Carreteras con respecto al tipo de material quedebe utilizarse para la reparación y los procedimientos que deben seguirse para controlde tránsito.

5.6.10 Marcadores

Durante la restauración se instalan marcadores que indican la localización aproximada

de la tubería. Éstos indicarán el nombre y número de teléfono del operador. Además,se instalarán marcadores que pueden detectarse durante el patrullaje aéreo.

5.6.11 Construcción en Humedales y Mangles

Las técnicas de construcción para minimizar el impacto a humedales dependerán delas condiciones del terreno; si el mismo está o no saturado de agua. Se tratará en loposible de construir durante épocas secas o de poca lluvia.

5.6.11.1 Construcción en Áreas No Saturadas

La construcción será similar a la construcción en terrenos elevados (no humedales). Siel terreno es lo suficientemente firme, se utilizará el mismo equipo y procedimiento detrinchera abierta para cruzar el humedal.

De ser necesario y del terreno soportar el peso de la maquinaria, se colocarán mantasde vigas de madera “timber mats” o “timber rip-raps”. Los “timber mats” son troncos deárboles unidos y amarrados con un tamaño específico, los cuales forman una superficieplana y amplia que distribuye el peso de los equipos sobre el área. Esta técnica evitaque el equipo se hunda dentro del humedal (ver Fig. 5-22) y evita disturbios delterreno y turbidez excesiva en el agua.

La capa orgánica o corteza terrestre de la trinchera se extraerá, almacenará y separarádel subsuelo para reutilizarla como relleno en la misma y evitar traer relleno ajeno o noafín con el terreno existente.

5.6.11.2 Construcción en Áreas Saturadas o Inundadas

Bajo estas condiciones, la tubería se suelda fuera del área del humedal, lo que evitacualquier contaminación producto de la soldadura.




Para excavar y luego rellenar la trinchera, se utilizan grúas tipo “backhoe”, las cuales sesostienen dentro del humedal por medio de mantas de vigas de madera “timber mats” o“timber rip-raps”.

La tubería se instala por medio de la técnica de empuje y tirado donde se lleva a travésdel humedal mediante boyas de flotación, empujando y tirando a través de la trincheracubierta de agua. Después de colocada en la posición correcta, se remueven las boyasy la tubería se hunde a su lugar. La mayor parte de las tuberías instaladas enhumedales saturados tienen un revestimiento de concreto o se equipan con pesas paramantenerlas en posición una vez se instalen en la trinchera.Durante la excavación de la trinchera se creará una pendiente de unos 45 grados enlas paredes para prevenir el colapso de terreno dentro del mismo.

Figura 5-22Uso de “timber mats” sobre humedales

5.6.11.3 Construcción en áreas Propensas a Terremotos

Existen gasoductos en áreas propensas a terremotos tales como California y Alaska.Sin duda alguna, Alaska es una de las zonas con mayor incidencia de terremotosintensos en todo el mundo, con 50 a 100 temblores diarios, los que incluyen unpromedio de uno anual sobre magnitud 7 y uno sobre magnitud 8 al menoscada 13 años.1 No obstante, Alaska es uno de los mayores productores de petróleo yde gas natural de Norte América. Por los pasados 30 años, Alaska exportó haciaCanadá y los Estados Unidos, su producción de petróleo a través de un oleoducto quecruza el área de mayor actividad sísmica en su región. Al momento de su construcciónsu diseño consideró el riesgo de terremotos. Este diseño se probó el 3 de noviembrede 2002, cuando la Falla de Denali se desplazó unos 5.5 metros (18 pies) de forma

lateral y más de 1 metro (3 pies) de forma vertical, justo debajo del Trans-Alaska Pipeline durante un terremoto de magnitud 7.9 sin que se rompiera el oleoducto ni sederramara ni una gota de petróleo. Hoy día se construye en la misma zona elGasoducto de Denali, el cual incluye factores de diseño como contingencias a laocurrencia de un terremoto de gran magnitud.

1 http://www.geotimes.org/nov06/feature_GasPipeline.html , 26 de agosto de 2010

http://www.geotimes.org/nov06/feature_GasPipeline.html







Entre el 1 de enero de 2000 y el 29 de abril de 2010, ocurrieron 75 movimientostelúricos entre los Municipios de Peñuelas, Adjuntas, Utuado y Arecibo. El de mayorintensidad fue de una magnitud de 3.0, de acuerdo a la escala basada en la duracióndel sismo utilizando la formula de Bataille y von Hillebrandt (1993). Entre el 1 de enerode 2000 y el 29 de abril de 2010, ocurrieron 33 movimientos telúricos o sismos entre los

Municipios de Arecibo, Barceloneta, Manatí, Vega Baja, Vega Alta, Dorado, Toa Baja,Cataño, Guaynabo y Bayamón. El de mayor intensidad fue de una magnitud de 3.9, deacuerdo a la escala basada en la duración del sismo utilizando la formula de Bataille yvon Hillebrandt (1993). De estos datos se puede apreciar que la actividad sísmica enPuerto Rico es mucho menor que la de Alaska. Además, de acuerdo al estudiogeológico incluido en el Apéndice 3.3, Overview of the Geology of the Proposed Vía Verde natural Gas Pipeline , Peñuelas to San Juan , Puerto Rico, las fallas geológicasque se encuentran en la zona del proyecto están consideradas como inactivas. A pesarde esto, Vía Verde se diseñará y construirá con especificaciones similares a las que setoman en lugares como California y Alaska para asegurar la integridad de la tuberíadurante terremotos. Entre los criterios que se incorporarán al diseño de Vía Verde se

encuentran los siguientes: la alineación relativa de la tubería respecto a la falla paradisminuir el impacto de un deslizamiento de dicha falla; soterrar la tubería en unatrinchera ancha, con pendientes laterales largas y rellenas con arena compactada parapermitir la deformación de la tubería durante un evento sísmico; incluir suficientesdobleces en el diseño de la tubería para garantizar su flexibilidad; los resultados de losestudios geotécnicos que se realizarán para evaluar las propiedades de los suelos.Estas medidas garantizarán la integridad y operación continua de Vía Verde. (VerAnejo 5.1, Especificaciones para Construcción en Áreas Propensas a Terremotos)

5.6.11.4 Construcción en la Zona Cárstica

A pesar de que se hicieron esfuerzos para evitar el paso por la zona cárstica, donde sepueden encontrar sumideros o cuevas en roca porosa o suelos erosionados por elagua, una pequeña parte del proyecto cruzará algunas porciones de dicha zona.

La zona cárstica es hábitat para especies únicas de plantas y animales, por lo que setomarán todas las medidas posibles para evitar el impacto a especies protegidas y semitigará en el caso de especies no protegidas. Para asegurar que ninguna especieprotegida sea perturbada, habrá un biólogo en el proyecto en todo momento cuando seconstruya en la zona cárstica. Este biólogo evaluará el área cuidadosamente antes deintroducir personal o equipos de construcción a la misma.

El proceso de construcción se llevará a cabo de manera que sólo equipos livianosentren a la zona cárstica para minimizar las posibilidades de daño a la misma. Seestablecerán controles de erosión y sedimentación adecuados para el área paraproteger las zonas circundantes y evitar que el sedimento alcance las aguassubterráneas. Los centros de operación o espacios auxiliares a la construcción seubicarán fuera de la zona cárstica y la instalación de la tubería se hará medianteproceso de halar para minimizar la presencia de equipo pesado en la zona. El materialde relleno será adecuado para permitir la capacidad hidráulica del suelo. Se sembrará




vegetación en el área circundante a la servidumbre de operación de 50 pies. Dichavegetación se hará con yerbas y árboles nativos y se hará inmediatamente después dehaber cubierto las trincheras.

Durante la fase de operación, las áreas del proyecto que estén en la zona cárstica

serán inspeccionadas, como parte del programa de patrullaje a la tubería. No obstante,también se prestará especial atención a las condiciones del suelo de manera que sepueda corregir cualquier erosión que se pueda observar o detectar.

5.6.11.5 Uso de Explosivos

De acuerdo a los estudios que se realizaron para el diseño no será necesario el uso deexplosivos para la construcción de este proyecto. No obstante, si en el proceso deconstrucción se identificara algún área en el cual el uso de explosivos seaindispensable para completar el proyecto, entonces se procederá a obtener todopermiso requerido para esa actividad, de acuerdo a las leyes y reglamentos aplicables

al uso de estos materiales peligrosos. El uso de los mismos se hará sólo por personalespecializado y en cumplimiento con dichas leyes y reglamentos. Se mantendrán yrendirán todos los documentos e informes requeridos.

5.7 Proyecto Conversión Unidades a Gas Natural Asociadas a Vía Verde

Las unidades a ser convertidas a gas natural deberán modificarse para que las mismaspuedan quemar gas natural, Bunker C o una combinación de ambos. El flujo de gasnatural que necesitará cada una de las centrales se presenta en la tabla que aparece acontinuación:

Central Flujo Mínimo / Máximo(MMSCFD)Cambalache 5.5/61

San Juan 1.1/180Palo Seco 1.1/84

5.7.1 Modificaciones a las Unidades 3 y 4 de la Central Palo Seco:

La Central Palo Seco consta de cuatro unidades, denominadas 1, 2, 3 y 4. Todas estas

unidades están habilitadas para utilizar Bunker C (Fuel Oil No. 6). Como parte de esteproyecto, se propone la modificación de las unidades 3 y 4 para cambiar e instalarvarios componentes para que las turbinas puedan quemar gas natural. Basándose enel análisis realizado para estas unidades, los siguientes equipos y modificaciones sonlas más importantes:




- Sistema suplido gas natural a calderas - Estación reductora depresión

Description: High pressure transmitter with switch (Q2), upstream of (J),

as 2003 Low pressure transmitter with switch (R2), as 2003, voting Automated isolation valve, 16" flanged carbon steel ( T, not shown )PRV, flanged carbon steel (J1A and J1B),inlet 450-600 psig, outlet 300 psig PRV, flanged carbon steel ( J2B and J2B), inlet 300 psig,outlet 180 psig PRV, flanged carbon steel (J1C), inlet 450-650 psig, outlet 300 psig PRV, flanged carbon steel (J2C), inlet 300 psig, outlets 180

psig Pressure relief valve, flanged carbon steel, set at ~200 psig (K)Pressure transmitter, downstream of (J)Pressure gauges with isolation valves (S)

- Aire comprimido para instrumentación/control de válvulas- Calentador de gas con vapor auxiliar- Detectores de gas- Alumbrado explossion proof o intrinsically safe - Sistema de purga con N2

- Filtros- Fibra Óptica para sistema de comunicación de señales de control- Señales integradas al BMS

b. Modificación en Calderas

- Instalación nuevos quemadores low NOx

Description: Tilting gas nozzle Tilting oil nozzle with swirler and flexible pipe

Nozzle attachment kits (pins, retainers, fasteners)Nozzle socket Nozzle tilt linkage Gas wafer with mounting hardware Gas manifold and internal piping assembly Gas stainless steel flexible house 6” diameter Gas pressure gauge with root valve




- Detectores de flama

- Modificación en windbox para cambios en patrón flujo de aire- Sistemas de válvulas de control para cada quemador

-

- - -

- Detectores de gas- Señales integradas al BMS- Metro de flujo individual

5.7.2 Central San Juan: Unidades 7, 8, 9 y 10

Sistema suplido gas natural a calderas- Estación reductora de presión

Description: High pressure transmitter with switch (Q2), upstream of (J), as 2003 Low pressure transmitter with switch (R2), as 2003, voting Automated isolation valve, 16" flanged carbon steel ( T, not shown )PRV, flanged carbon steel (J1A and

J1B), inlet 450-600 psig, outlet 300 psig PRV, flanged carbon steel ( J2B and J2B), inlet 300 psig, outlet 180 psig PRV, flanged carbon steel (J1C), inlet 450-650 psig, outlet 300 psig PRV, flanged carbon steel (J2C), inlet 300 psig, outlets 180 psig Pressure relief valve, flanged carbon steel, set at ~200 psig (K)Pressure transmitter, downstream of (J)

Description: iScan flame detector with quartz fiberoptic extension (FOX)

signal cable, quick disconnect fitting, junction box Redundant power supply sufficient for 24 scanners

Description: Manuel isolation valve, flanged carbon steel Safety shutoff valve, flanged carbon steel, pneumatic, fail closed, Position switches Vent valve, flanged carbon steel, pneumatic,fail opened, position switches

Air filter / regulator Pressure gauge with root valve Flexible corrugated metal house, flanged stainless steel




Pressure gauges with isolation valves (S)

- Aire comprimido para instrumentación/control de válvulas- Calentador de gas con vapor auxiliar- Detectores de gas

- Filtros- Sistema de purga con N2 - Alumbrado explossion proof o intrinsically safe - Fibra Óptica para sistema comunicación de señales de control- Señales integradas al BMS

Modificación en Calderas- Instalación nuevos quemadores low NOx

- Detectores de flama

- Modificación en windbox para cambios en patrón flujo de aire- Sistemas de válvulas de control para cada quemador

Description: Tilting gas nozzle Tilting oil nozzle with swirler and flexible pipe Nozzle attachment kits (pins, retainers, fasteners)Nozzle socket Nozzle tilt linkage Gas wafer with mounting hardware Gas manifold and internal piping assembly Gas stainless steel flexible house 6” diameter Gas pressure gauge with root valve

Description: iScan flame detector with quartz fiberoptic extension (FOX)signal cable, quick disconnect fitting, junction box Redundant power supply sufficient for 24 scanners

Description:

Manual isolation valve, flanged carbon steel Safety shutoff valve, flanged carbon steel, pneumatic,fail closed, position switches Vent valve, flanged carbon steel, pneumatic,fail opened, position switches Air filter / regulator Pressure gauge with root valve




- Detectores de gas- Señales integradas al BMS- Metro de flujo individual

5.7.3 Central San Juan: Ciclo Combinado 5 y 6

- Sistema suplido gas natural a turbinas- Aire comprimido para instrumentación/control de válvulas- Calentador de gas con vapor auxiliar- Filtros- Detectores de gas- Sistema de purga con N2 - Alumbrado explossion proof o intrinsically safe - Fibra Óptica para sistema de comunicación de señales de control-

Señales integradas al control de turbinas- Modificación en turbinas- Nuevo sistema de boquillas combustible dual- Sistema de ignición- Tubería para inyección de vapor- Manifold para gas y diesel- Modificación al sistema de bombas de diesel- Válvula aislación sistema diesel- Fuel oil control valve rack - Filtros para combustible gas- Detectores de gas- Metro de flujo individual- Sistema control de presión gas, reguladoras- Sistema de purga con aire- Válvulas control de flujo e instrumentación

5.7.4 Central Cambalache: Unidades 1,2 y 3

Sistema suplido gas natural a calderas

- Aire comprimido para instrumentación/control de válvulas- Calentador de gas con vapor auxiliar- Filtros- Detectores de gas- Sistema de purga con N2 - Alumbrado explossion proof o intrinsically safe - Fibra Óptica para sistema de comunicación de señales de control- Señales integradas al BMS

Flexible corrugated metal house, flanged stainless steel




Modificación en Turbinas

- Nuevo sistema de quemador para combustible dual- Sistema de ignición dual- Tubería para inyección de vapor-

Manifold para gas y diesel- Modificación al sistema de bombas de diesel- Válvula aislación sistema diesel- Fuel oil control valve rack - Filtros para combustible gas- Detectores de gas- Metro de flujo individual- Sistema control de presión de gas, reguladoras- Sistema de purga con aire- Válvulas control de flujo e instrumentación

5.8 Análisis de Riesgos y Medidas de SeguridadLa transportación de gas natural para uso industrial y doméstico se puede realizarmediante tuberías o mediante cilindros del gas comprimido unidos a un vehículo dearrastre. No obstante, para suplir el alto volumen de gas natural requerido para laoperación de nuestras centrales, el único mecanismo viable y el más seguro es el usode tuberías. En los países que tienen reservas de gas natural, éste se transporta portubería hasta las terminales de proceso, luego se envía por tubería a los consumidores.En los países que no tienen reservas de gas natural, como Puerto Rico, el gas naturalse recibe por barco en forma líquida.

En Estados Unidos, el gas natural se descubrió en el 1626, pero no fue hasta el 1859cuando se construyó una tubería de 2” de diámetro y 5 ½ millas de largo paratransportar gas natural. Esto comprobó que se podía transportar el gas por tubería,pero aún así el gas que se descubría se dejaba escapar por falta de una infraestructuraadecuada y segura. Después de la Segunda Guerra Mundial, avances en metalurgia, yel desarrollo de nuevas técnicas de soldadura y fabricación de tubería, hicieron posiblela construcción de tuberías más seguras y confiables. Esto facilitó la construcción demiles de millas de tuberías para transportar el gas natural.

Nuevos avances en metalurgia, pruebas de integridad y la participación del gobiernofederal para implantar reglamentos de diseño, operación y mantenimiento de tuberíasha mejorado sustancialmente el récord de seguridad de los gasoductos. Para atenderlos aspectos de seguridad de los gasoductos, también se creó la Oficina de Seguridadde Tuberías (Office of Pipeline Safety ), la cual se encarga de realizar inspecciones,implantar reglamentos, fomentar la investigación, emitir órdenes de cumplimiento,aplicar penalidades civiles y criminales y educar al público, entre otras funciones.

En el 2002, se estableció el Pipeline Safety Improvement Act , la cual estableció unaalianza entre el Departamento de Transportación Federal, el Departamento de Energía




y el Instituto Nacional de Estándares y Tecnología, para realizar investigaciones, hacerdemostraciones y estandarizar procedimientos que garanticen la integridad detuberías. Los esfuerzos de investigación y desarrollo se enfocan principalmente en lassiguientes áreas:

1. Desarrollo de tecnologías nuevas para la detección de escapes y prevención dedaños.2. Mejorar las tecnologías de operación, monitoreo y control de tuberías.3. Mejorar los materiales de construcción.

La construcción de gasoductos tiene un fundamento sólido de seguridad. El Vía Verdede Puerto Rico utilizará los métodos y materiales más avanzados que existen en elmercado actual y se regirá por los códigos del Departamento de TransportaciónFederal.

A continuación se discuten aspectos de seguridad, tales como: información pública,

equipo adecuado, mantenimiento, monitoreo y calificación de empleados; los cuales sedestacan como parte importante de la seguridad del proyecto. Estos aspectos setrabajan en conjunto para hacer de éste un proyecto viable y seguro para la salud, laseguridad y la propiedad del público en general.

5.8.1 Análisis de Riesgos

Según las estadísticas del Office of Pipeline Safety (OPS), las causas para incidentes yaccidentes en las tuberías de gas natural, en orden de probabilidad de ocurrencia, son:

1. Corrosión

ExternaInterna

2. Daños por Excavación

Por operadorPor terceros

3. Falla del Material

Rotura de una línea afectada anteriormenteVandalismoFalla en el cuerpo de la tuberíaFalla en componentes de la tubería, tales como: juntas, soldadura, roscas,uniones, etc.Falla en sellos o empaquetadura de bombas




4. Daño por la Acción de Fuerzas Naturales

Movimiento de tierra, tales como: temblores o terremotosImpacto por descarga eléctrica de rayosLluvias intensas/inundaciones

Cambios intensos en la temperatura del ambiente

5. Error Humano

Fuego o explosiones externasDaños causados por otros equipos ajenos a excavaciones, tales como:impactos por carros o camionesOperación incorrecta

6. Misceláneas/Desconocidas

De acuerdo a las causas mencionadas, se identifican los riesgos relacionados a laoperación de tuberías de transmisión para gas natural. La siguiente Tabla incluyeestos riesgos y las medidas preventivas para evitar o minimizar cada uno de losmismos.

RIESGOS RELACIONADOS A LA OPERACIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓNDE GAS NATURAL Y LAS MEDIDAS PREVENTIVAS PARA MINIMIZARLOS

RIESGO MEDIDAS PREVENTIVASSECCIONES EN LASQUE SE DESCRIBEN

LAS MEDIDASCorrosión interna Selección de las

especificaciones del material conel que se construirá la tubería.Medidas para el control de lacorrosión.Inspecciones utilizando un PIG

Ver secciones c y dque aparecen acontinuación

Corrosión externa Selección de lasespecificaciones del material conel que se construirá la tubería.Medidas para el control de lacorrosión.Control de excavaciones quecausan daños menores a latubería.

Ver secciones c, d y h




RIESGO MEDIDAS PREVENTIVASSECCIONES EN LASQUE SE DESCRIBENLAS MEDIDAS

Daños por excavaciónpor operador

Asegurarse de la calificación deloperador.

Observar las precauciones paraexcavaciones.Cotejo de marcadores de latubería.

Ver secciones a, a, h,i, k y l

Daños por excavaciónpor terceros

Observar las precauciones paraexcavaciones.Asegurarse de que existen losmarcadores de la tubería.Mantener educado al públicosobre la localización de la tuberíamediante un Programa de

Información.Realizar patrullaje.Tipo de la tubería de acuerdo ala clase por localización.

Ver secciones a, b, h,k y l

Falla del material porrotura de una líneaafectada anteriormente

Realizar inspecciones ymantenimiento.Prevención de daños porexcavaciones

Ver secciones j, a, h, ky l

Falla del material porvandalismo

Realizar inspecciones y

mantenimientoPrograma de InformaciónPatrullaje y marcadores


Falla del material porfalla en componentesde la tubería, talescomo: juntas,soldadura, roscas,uniones, etc.

Selección de lasespecificaciones de los demáscomponentes del material con elque se construirá el proyecto.Realizar inspecciones ymantenimiento.Asegurar la calidad de lassoldaduras.

Prueba hidrostática.Mantener presión óptima deoperación mediante equipo decontrol de presión.

Ver secciones c, e, f, gy j





Falla del material porfalla en sellos o

empaquetadura debombas

Selección de lasespecificaciones de los demás

componentes del material con elque se construirá el proyecto.Realizar inspecciones ymantenimiento.

Ver secciones c y j

Daño por movimientode tierra, tales como:temblores o terremotos

Tomar en consideración elestudio geológico al diseñar latubería. El estudio concluye quela falla geológica del área estáinactiva.Para áreas donde existe laposibilidad de terremotos se

utiliza mayor grosor de la tubería,las válvulas aisladoras secolocan a menor distancia la unade la otra y se utilizan juntas deexpansión.

Ver el informe delestudio geológico y lassecciones c y e

Daño por impacto pordescarga eléctrica derayos

Para el diseño de la tubería, enlas áreas en que la misma quedeexpuesta a este riesgo, setomarán en consideración losdatos estadísticos de descargaseléctricas por rayos que tiene la

AEE.

Ver las secciones c y e

Daño por lluviasintensas oinundaciones

Se tomará en consideración laclasificación de zona inundableestablecida por la Junta dePlanificación y los proyectos decontrol de inundaciones para eldiseño de la tubería.

Ver secciones c y e.

Error humano quecause fuego oexplosiones cercanas ala tubería

Prevención de daños a las líneasmediante Programa de Informa-ción, patrullaje y marcadores.


Error humano quecause daños por maluso de otros equiposajenos a excavaciones,tales como: impactospor carros o camiones

Prevención de daños a las líneasmediante Programa de Informa-ción, patrullaje y marcadores.






Error humano poroperación incorrecta

Asegurarse de la calificación deloperador.

Ver sección i

5.8.2 Medidas Preventivas

a. Programa de Información

Uno de los factores más importantes del Vía Verde es la seguridad. Mantener el públicoinformado es vital para el éxito del proyecto. Es importante que el público se sientaconfiado porque tiene conocimiento de los controles que se establecen, desde que seselecciona la alineación hasta que comienza la operación del proyecto. También esimportante que estén educados con respecto a las acciones que pueden tomar para

contribuir a mantener el proyecto operando de una manera segura. Para esto, la AEEimplantará un plan de información pública en dos fases.

La primera fase se implantará antes y durante la construcción. Esta fase ya comenzócon visitas a los alcaldes de los trece municipios por donde cruza la tubería y a lasagencias que tienen inherencia en el proyecto. El proyecto también se presentará enforos profesionales como el Colegio de Ingenieros, Cámara de Comercio, AsambleasLegislativas, etc.

Antes de presentar el proyecto a las comunidades, se identificarán los líderescomunitarios y ambientalistas para organizar las reuniones informativas y el material se

presentará de acuerdo a las características demográficas de las comunidades. Lascharlas tienen como propósito:

1. Llevar información clara, concisa y correcta.2. Conocer y responder a las preocupaciones de la comunidad.3. Establecer un punto de contacto entre la comunidad y la AEE.

Además de las charlas, se utilizarán las emisoras de radio y periódicos locales yregionales para divulgar información.

La segunda fase del programa de información se llevará a cabo durante la operación

del proyecto. Para esto, se desarrollará un plan escrito de información públicasiguiendo las guías del Código de Regulaciones Federales, Título 49, Parte 192,Subparte L, Operations , Sección 616, Public Awareness y el American Petroleum Institute, Public Awareness, Recommended Practice 1162 .

El Plan estará dirigido a la siguiente audiencia:




1. Público – residentes y lugares donde se congregan personas tales como:negocios, escuelas, hospitales, prisiones, iglesias y otros lugares; donde lagente se congrega y que están cercanos a la servidumbre de la tubería.

2. Personal municipal y estatal encargado de respuesta a emergencias.3. Gobierno municipal.

4. Personal de la industria de construcción.Este Plan de Información Pública tiene como metas:

1. Concienciar a las personas de la proximidad de una tubería de gas natural en suvecindario.

2. Informar riesgos asociados con escapes.3. Informar las actividades del operador para prevenir accidentes.4. Asesorar al público sobre cómo reconocer y responder a una emergencia

relacionada con la tubería.5. Asesorar al público sobre cómo pueden ayudar a prevenir accidentes reportando

excavaciones, construcciones ilegales y actividad sospechosa en la servidumbrede la tubería.6. Informar al público sobre cómo comunicarse con el operador para preguntas y

comentarios con respecto a la seguridad de la tubería.

El programa de educación pública es proactivo. Los residentes en áreas cercanas alproyecto pueden llamar a los números que se establecerán para información pública.Se realizará una reunión anual con los residentes y otra con el personal de respuesta aemergencias y oficiales municipales.

b. Clase por Localización

Los aspectos de seguridad se atienden desde que se comienza la evaluaciónpreliminar de alineaciones. Una vez se determina la alineación final del proyecto y seestudia en detalle cada tramo, se establecen diferentes tipos de clasificaciones, deacuerdo a la localización, y según el Código de Regulaciones Federales, Título 49,Subparte A, Sección 192.5, Class Location . Esto quiere decir que los tramos de tuberíase fabricarán con especificaciones diferentes, de acuerdo a la densidad poblacional.Los tramos que se utilizarán para cruces de carreteras o cuerpos de agua tambiéntienen especificaciones diferentes en términos de grosor y revestimiento.

A continuación se definen las diferentes clasificaciones según el 49 CFR, 192.5:

Definición de una Unidad de Clase por Localización - área quese extiende 220 yardas (200 metros) a ambos lados del centro de línea de cualquiermilla continua de tubería. (Cada unidad de vivienda en edificios multifamiliares seconsidera como un edificio separado.)




Clase por Localización 1

Área a una distancia de la costa (offshore )Cualquier localización que tenga diez edificios o menos que sean ocupados porhumanos.


Localización que tiene más de diez edificios, pero menos de cuarenta y seisdesignados para ocupación humana.


Localización que tiene cuarenta y seis edificios o más designados paraocupación humana.

Área donde la tubería está a 100 yardas (91 metros) de un edificio o de un áreapequeña al aire libre que está bien definida (área de juego para niños, árearecreativa, teatro al aire libre, u otro lugar donde se reúne público) y estáocupado por 20 personas o más, al menos 5 días a la semana por 10 semanasen cualquier período de 12 meses (los días y las semanas no tienen que serconsecutivos).


Localización donde existen edificios de cuatro pisos o más.

Ejemplo de cómo se Calcula la Clase por Localización




Cambios de Clase por Localización

En ocasiones, la clase de algunos segmentos puede variar luego de que se instala latubería, debido a que la densidad poblacional del área aumenta. Cuando esto ocurre, elCódigo de Regulaciones Federales, Título 49, Parte 192, Sección 609 Change In Class

Location: Required Study (49 CFR 192.609) requiere que se realice un estudio paradeterminar lo siguiente:

Clasificación actual del segmento (clase 1, 2, 3, 4).

El diseño, construcción y los procedimientos que se utilizaron para realizar laspruebas en la tubería y una comparación de esos procedimientos con los querequiere el cambio de clasificación.Condición física del segmento.

Historial de operación y mantenimiento del segmento.

Presión máxima de operación actual.

El área específica afectada por el aumento poblacional y barreras físicas u otrosfactores que limitarían el crecimiento poblacional.

Hoop stress - esfuerzo (stress ) que actúa sobre la circunferencia de la tubería yes causado por la presión interna empujando contra la pared de la misma. Amedida que la presión dentro de la tubería aumenta, este esfuerzo debe sercapaz de actuar contra esta presión para contenerla.

Yield strength - nivel de esfuerzo (stress ) donde el material comienza adeformarse permanentemente.

De acuerdo al 49 CFR 192.611, si el hoop stress que corresponde a la presiónmáxima de operación del segmento no corresponde al cambio de clasificación y elsegmento está en condición satisfactoria, la presión máxima de operación permitidadebe confirmarse o revisarse de acuerdo a uno de estos requisitos:

Si el segmento fue probado (prueba hidrostática) por no menos de 8 horas, lapresión máxima de operación permitida es 0.8 veces la presión de pruebaen localización Clase 2, 0.677 veces la presión de prueba en localización

Clase 3, 0.555 veces la presión de prueba en localización Clase 4.

La presión máxima de operación permitida debe reducirse para que el hoop stress correspondiente no sea mayor al permitido para segmentos nuevos detubería en la localización existente.




El segmento debe ser probado de acuerdo a los requisitos del 49 CFR 192,Subparte J, Test Requirements , y la presión máxima de operación se establecede acuerdo a los siguientes criterios:

La presión máxima de operación permitida, luego de la prueba

de recualificación, es 0.8 veces la presión de prueba en localizaciónClase 2; 0.677 veces la presión de prueba en localizaciónClase 3; 0.555 veces la presión de prueba en localización Clase 4.

El hoop stress correspondiente no puede exceder 72% del yield strength dela tubería en localización Clase 2; 60% del yield strength en localizaciónClase 3; ó 50% del yield strength en localización Clase 4.

La presión máxima de operación confirmada o revisada no puede exceder lapresión máxima permitida antes de la confirmación o revisión.

Confirmación o revisión de la presión máxima permitida de acuerdo a losparámetros de esta subparte no releva al operador de aplicar lo establecidoen el 49 CFR 192.553, General Requirements y 49 CFR 192.555, Uprating to Pressures that Will Produce a Hoop Stress of 30% or more of SMYS (Specified Maximum Yield Strength) in Steel Pipelines.

La confirmación o revisión de la presión máxima de operación permitida tieneque completarse en veinticuatro meses del cambio de clasificación delsegmento.

c. Especificaciones de la Tubería

La tubería es el equipo más importante de este proyecto. El largo de vida de la tuberíade Vía Verde es cincuenta años. La misma se diseñará utilizando los factores dediseño del 49 CFR 192.105, Design Formula for Steel Pipe y 49 CFR 192.111, 107, 113y 115, Design Factor for Steel Pipe, Yield Strength For Steel Pipe, Longitudinal Joint Factor for Steel Pipe y Temperature Derating Factor for Steel Pipe . Todos los aspectosde diseño se incorporarán en una orden de compra y se contratará una compañíaespecializada en fabricación de tubería para transporte de gas natural, siguiendo elestándar 5L del American Petroleum Institute (API 5L) (ver Anejo 5.2, Especificacionesde la Tubería).

Una vez la compañía recibe la orden de compra, se asigna la fecha de comienzo defabricación. Los representantes de la AEE pueden ir en cualquier momento ainspeccionar el proceso de fabricación. La AEE contratará un inspector para que evalúeel proceso de fabricación de principio a fin, por el tiempo que dure el mismo. Además,una vez que termina el proceso de fabricación, la compañía certificará que la tuberíacumple con los requisitos del estándar API 5L y presentará todos los resultados de losanálisis que se realizaron en la tubería. Entre las pruebas que se realizarán en latubería están: análisis químico, pruebas de impacto, dureza, hidrostática y soldadura.




d. Control de Corrosión

La corrosión es un factor importante que puede comprometer la integridad de latubería. Para manejar este factor, se le aplicará un revestimiento externo a la tubería y

tendrá protección catódica.Para aplicar el revestimiento, la superficie de la tubería se limpia para remover aceitesy grasas y se realiza una limpieza a presión con un abrasivo. Este método se utilizapara remover moho y otras impurezas. Luego de esto, la tubería se calienta pasándolapor un campo magnético con corriente alterna de alta frecuencia y se le aplica elrevestimiento (epoxy ) en forma de polvo suspendido. Este polvo se adhiere a lasuperficie de la tubería, se derrite y forma una capa protectora sumamente resistente yduradera. Este revestimiento se conoce como Fusion Bonded Epoxy (FBE). A la tuberíaque se utilizará para atravesar cuerpos de agua y carreteras, se le aplicará un segundorevestimiento, Tough Coat sobre el FBE, para protegerlo cuando la tubería se hale de

un lado a otro.La protección catódica se instalará según el 49 CFR 192.463, External Corrosion Control: Cathodic Protection . En este tipo de protección se utilizan rectificadores paramantener un voltaje de -0.85 voltios, aproximadamente, en la tubería. Esto previene lacorrosión de la tubería. La tubería se evaluará una vez al año, sin exceder quincemeses, para asegurarse de que la protección catódica cumple con los requisitosestablecidos en el 49 CFR 192.43. Para monitorear el voltaje, se instalaránestaciones de monitoreo, según el 49 CFR 192.469, External Corrosion Control, Test Stations, para cotejar el funcionamiento de los rectificadores. Los rectificadores seinspeccionarán seis veces al año. Los intervalos de inspección no debenexceder 2 ½ meses.

Durante la operación, el interior de la tubería se inspecciona utilizando un PIG. Esto esuna herramienta que recorre el largo de la tubería y utiliza métodos no destructivospara identificar y documentar defectos y anomalías en la tubería.

e. Soldadura

Se estima que EcoEléctrica enviará el gas natural a una presión de 650 libras porpulgada cuadrada (psi). La tubería se diseñará para tolerar esta presión. La soldadurade las diferentes secciones también tolerará esta presión. Para controlar la calidad dela soldadura, la primera etapa es la selección de los soldadores. Éstos se cualificanantes de que comience el proyecto. Los soldadores deben completar una serie desoldaduras utilizando el mismo tipo de tubería y soldadura que se utilizará en elproyecto. Cada soldadura se evalúa midiendo la fuerza que se necesita para romperla(método destructivo).

Aunque la reglamentación no lo requiere, la práctica de la industria en Estados Unidoses asignarles un número de identificación a los soldadores que cualifican para el




trabajo. Este número debe aparecer al lado de cada soldadura que realizan en elproyecto. De esta manera, si se detectan irregularidades en la soldadura durante laprueba de rayos X, o ésta falla durante la prueba hidrostática, se identificainmediatamente al soldador y se remueve del trabajo. Antes de volver a trabajar en elproyecto, éste tiene que pasar las pruebas requeridas nuevamente. La AEE requerirá

número de identificación para todos los soldadores que trabajen en Vía Verde.La segunda etapa para establecer control de calidad es el uso de inspección visual y derayos X para detectar fallas en la soldadura. La inspección visual la realiza uninspector con experiencia específica en el tipo de soldadura. Los técnicos de rayos Xtoman las lecturas en el campo y procesan las películas en un cuarto oscuro portátil. Sise detectan fallas, la soldadura se repara o se corta y se hace una nueva soldadura.

El 49 CFR 192. 243, Non Destructive Testing , requiere que se hagan pruebas derayos X a un 10% de las soldaduras en localizaciones Clase 1, 15% para laslocalizaciones Clase 2 y 100% para localizaciones Clase 3 y 4. Luego de que se suelda

y se inspeccionan las soldaduras, se cubren los extremos con un revestimientoprotector. La tubería trae un revestimiento protector de fábrica, pero los extremos sedejan sin proteger para que el revestimiento no interfiera con la soldadura.

f. Prueba Hidróstatica

Cuando se termina la soldadura, la tubería se coloca en la trinchera y se cubre contierra antes de realizar la prueba hidrostática. El propósito de la prueba es detectarcualquier defecto que amenace la habilidad de la tubería de tolerar la presión máximade operación para la cual fue diseñada, o para determinar que no existen defectos quecomprometan la integridad de la misma. Esto incluye defectos en la soldadura.

La prueba hidrostática se puede realizar en toda la tubería o la misma se puede dividiren tramos. Esto lo determina el contratista de acuerdo a la cantidad de agua disponibley a la topografía del terreno. Una vez se coloca la tubería en la trinchera y se cubre, sellena de agua y se aplica una presión de prueba superior a la presión de operaciónpermitida (MAOP). La presión de prueba es 1.1 veces la MAOP en espaciosabiertos, 1.25 veces la MAOP en localizaciones Clase 2 y 1.5 veces la MAOP enlocalizaciones Clase 3. Esta presión se deja estabilizar por 8 horas. La prueba ayuda alocalizar áreas en la tubería (incluye la soldadura) que no pueden tolerar presioneselevadas y por consiguiente fallan.

g. Equipos de Control de Presión, Válvulas Aisladoras

Debido a la importancia de prevenir accidentes por exceso de presión en las tuberías,se han establecido estándares nacionales que requieren que las tuberías incluyanequipo de monitoreo y protección contra presiones elevadas. Además, es necesarioinstalar válvulas para aislar tramos de la tubería en caso de accidentes o para realizarinspecciones o reparaciones.




Ejemplos de controles para la presión son:

La presión del gas que sale de EcoEléctrica es 650 psi y la controla la presión dela bomba de gas natural líquido de EcoEléctrica.

En los metros de flujo de gas habrá válvulas para controlar la presión de entrada

a las turbinas.No se utilizarán válvulas aliviadoras de presión, ya que la presión máxima deoperación de los equipos que se instalarán es mayor a la presión de salida deEcoEléctrica.

Las válvulas aisladoras se colocarán en intervalos según lo requiere lareglamentación de DOT aplicable, en función de la Clase por Localización. Encaso de emergencias, o para realizar reparaciones, las válvulas se cierran paraaislar el tramo afectado del resto de la tubería. De acuerdo a un estudiopreliminar de Clases, se determinó que habrá once estaciones de válvulas.

h. Precauciones para Excavaciones

Uno de los mayores riesgos a la integridad de la tubería de gas natural es dañoaccidental a la tubería o al revestimiento por actividades de excavación. Los dañospueden ser causados por actividades, tales como: mantenimiento de carreteras,construcción general y actividades agrícolas. Aunque la AEE va a instalar marcadoresde línea, éstos no enseñan la localización precisa de la tubería (sólo la localizacióngeneral), ya que ésta no sigue una línea recta.

Las excavaciones pueden causar daño al revestimiento externo de la tubería, lo cualacelera el proceso de corrosión, y también pueden averiar la tubería y provocarsituaciones que amenazan la vida y la propiedad.

Antes de excavar, toda persona debe comunicarse a la Comisión de Servicio Público, oa la Oficina de Gerencia de Permisos, según sea aplicable, y ésta a su vez secomunica con el operador para que éste marque la alineación correcta de la tubería.Además, la AEE trabajará en conjunto con los municipios para establecer unmecanismo de control de excavaciones en áreas donde puedan afectar la tubería. Unavez se marque la alineación de la tubería, la AEE asignará un inspector para que estépresente por la duración de la excavación.

Si la tubería se avería durante una excavación, el personal debe abandonar el áreainmediatamente. En coordinación con el inspector, se notificará al operador y los

oficiales de respuestas a emergencias y hasta donde sea posible, se informará a otrosy se mantendrá el tráfico y las personas fuera del área (contrario a la dirección delviento).

Cualquier contacto con la tubería durante una excavación, aunque no haya evidenciavisible de daños, o sólo se causen pequeños rasguños, debe informarse al operadorpara que éste pueda hacer la inspección necesaria y tomar las acciones




correspondientes y documentar el incidente. Daños superficiales que no se atiendenpueden causar un problema de corrosión externa.

i. Calificación del Operador

En ocasiones, acciones incorrectas del operador (error humano) pueden resultar enfallas en la tubería que ocasionan accidentes serios. Las investigaciones de este tipode accidente por el National Transportation Safety Board resultaron enrecomendaciones para la calificación formal del personal que realiza tareas que serelacionan con la seguridad de la tubería.

Como consecuencia de estas recomendaciones, el Office of Pipeline Safety publicó elOperator Qualification Rule , el 27 de agosto de 1999. Esta regla requiere que eloperador establezca un programa formal de calificación de personal.

El programa de calificación de operadores requiere que el personal encargado de

tareas relacionadas con la seguridad tenga el conocimiento y las destrezas necesariaspara realizar su trabajo apropiadamente, y que puedan reconocer y reaccionaradecuadamente ante condiciones de operación que están fuera de los parámetrosestablecidos y que pueden resultar en accidentes. Este requisito también aplica apersonal contratado por el operador. Además, se requiere que el personal de operacióncumpla con las disposiciones del Reglamento del Programa de Pruebas para laDetección de Sustancias Controladas en Funcionarios y Empleados de la AEE.

Para asegurarse de que el operador cumple con estos requisitos de ley, el Office of Pipeline Safety desarrolló una serie de protocolos de inspección para uso deinspectores federales y estatales. Todos los inspectores tienen que adiestrarse y pasarpruebas de los protocolos y el proceso de inspección. Las inspecciones se realizan enel Programa de Calificación de Empleados (escrito) del operador, y en la implantaciónde este programa en el campo. Los resultados de la inspección se envían a un bancode datos.

El programa de calificación de personal se llevará a cabo según el 49 CFR 192.805,Qualification Program. Como Vía Verde es una tubería nueva y la AEE es un operadornuevo, tiene que comenzar con el plan de calificación antes de que la tubería comiencea operar. Se contratará a una firma especializada para que desarrolle el plan escrito ycalifique a los empleados, según el reglamento. En términos generales, el programadebe ser escrito y discutir los siguientes parámetros:

Identificar las tareas cubiertas por el plan.Proveer adiestramiento apropiado para asegurarse que los empleados querealizan las tareas cubiertas tienen el conocimiento y las destrezas necesariaspara realizarlas de manera que aseguren una operación segura de la tubería.Asegurarse por la evaluación de que los empleados que realizan las tareascubiertas están debidamente calificados.




Permite que un empleado que no está calificado de acuerdo al reglamento,realice una tarea cubierta, si es observado por personal calificado.Evaluar un empleado, si el operador entiende que el desempeño de éstecontribuyó a un accidente.Evaluar al empleado calificado, si el operador entiende que éste ya no está

calificado para realizar la tarea.Comunicar cambios que afectan las tareas cubiertas a los empleados querealizan las tareas.Identificar las tareas cubiertas y el intervalo de evaluación de los empleados quelas realizan.

El operador debe mantener documentación según el 49 CFR 192.807, Recordkeeping ,para demostrar cumplimiento con el plan escrito. Esta documentación debe incluir losiguiente:

Identificar personal calificado.

Identificar tareas cubiertas que el empleado esté calificado para realizar.Fecha de calificación/recalificación.Método de calificación - examen oral, escrito, desempeño, simulación,adiestramiento en el trabajo y otros.

j. Distancias de Despejo de la Tubería

Aunque no existe reglamentación, federal ni estatal, que establezca una distancia dedespejo respecto a edificaciones, la AEE establecerá una servidumbre de 150 pies a lolargo de toda la alineación, para propósitos de conservación y mantenimiento. Estaservidumbre se conocerá como servidumbre de mantenimiento y podrá ser reducida o

aumentada en aquellas áreas que haya limitaciones de espacio o situacionesparticulares. De esta manera se asegura que exista una distancia mínima de 150 piesentre cualquier estructura o residencia y el centro de la tubería. Las tuberíassoterradas deben tener distancias de despejo, relativo a otras estructuras soterradasque no formen parte del sistema de transmisión de gas natural, de un mínimo de 12pulgadas (49 CFR 192.325). En este proyecto se mantendrán distancias mínimas dedespejo de 24 pulgadas, aproximadamente, respecto a otros equipos soterrados.

k. Inspección y Mantenimiento

Vía Verde es una tubería de transmisión de gas natural. Según el 49 CFR 192.905,

todo operador de tuberías de transmisión de gas natural tiene que identificar las Áreasde Alta Consecuencia (AAC). Para todo tramo de tubería que se encuentre dentro deAAC, el operador tiene que desarrollar e implementar un Programa para el Manejo dela Integridad de la Tubería que contenga todos los elementos descritos enel 49 CFR 192.911 y que a la misma vez, discuta los riesgos específicos para cadatramo de la tubería.




Los elementos que formarán parte del Programa para el Manejo de laIntegridad de la Tubería, que se encuentran reglamentados por el 49 CFR 192 y elASME/ANSIB31.85, son:

(a) Identificación de las AAC, de acuerdo a §192.905. Esta sección define las AAC de

la siguiente manera:Localización de clase 3 y 4.Cualquier área en Localización de Clase 1 ó 2 donde el radio de impactopotencial es mayor de 660 pies (200 metros) y el área dentro del círculo deimpacto potencial tiene 20 edificios o más para ocupación humana.Cualquier área en Localización de Clase 1 ó 2 donde el círculo de impactopotencial contiene un sitio identificado (identified site ).

Sitio identificado - Se define de la siguiente manera según el 49 CFR 192.903:

Un área al aire libre o una estructura que es ocupada por personas almenos 50 días en cualquier período de 12 meses. Los días no tienen que serconsecutivos. Ejemplos son: playas, áreas de juego de niños, facilidadesrecreativas, áreas de acampar, teatros al aire libre, estadios, facilidadesreligiosas.Un edificio ocupado por 20 personas o más al menos 5 días a la semanapor 10 semanas en cualquier periodo de 12 meses. Los días de la semanano tienen que ser consecutivos. Ejemplos son: facilidades religiosas, edificiosde oficinas, centros comunitarios, tiendas.Una facilidad ocupada por personas que están confinadas, o tienenproblemas de movilidad o son difíciles de desalojar. Ejemplos son:

hospitales, prisiones, escuelas, casas de jubilados.

(b) Desarrollar un plan para un estudio base, que cumpla con los requisitosdel 49 CFR 192.919 y 49 CFR 192.921. Esto incluye lo siguiente:

Identificación de riesgos potenciales para cada tramo de tubería y lainformación que respalda esa evaluación.Señalar los métodos seleccionados para evaluar la integridad de la tubería,incluyendo una explicación de por qué se seleccionó el método, y cómo elmismo se relaciona a los riesgos del tramo.Un itinerario para completar la evaluación de integridad para cada tramo de

la tubería.

La evaluación se hará por métodos de inspección interna, de prueba de presión,evaluación directa de riesgos, tales como corrosión o mediante otro método que eloperador sea capaz de demostrar que será igualmente efectivo para determinar laintegridad de la tubería. En el caso de tuberías de instalación reciente, como lo seráVía Verde, el operador tiene hasta diez años desde la fecha de instalación paracompletar el estudio base o, en la alternativa, puede realizar una prueba hidrostática




a la tubería, antes de ponerla en operación. A Vía Verde se le hará la pruebahidrostática antes de comenzar la operación.

(c) Identificación de los riesgos específicos de cada tramo de tubería, paraestablecer prioridades en cuanto a los tramos de tubería que ameriten mayores

medidas de mitigación.(d) Un plan de evaluación directa de la tubería de acuerdo al riesgo identificado para

el tramo.

(e) Medidas de mitigación de los riesgos identificados.

(f) Un proceso de evaluación continua de acuerdo a la §192.937.

(g) Forma en que se mantendrá la documentación, de acuerdo ala §192.947.

(h) Un proceso para manejo de cambios, según el ASME/ANSI B31.8S, sección 11.

(i) Un proceso de confiabilidad de calidad, según el ASME/ANSI B31.8S,sección 12.

(j) Un plan de comunicación que incluya los elementos del ASME/ANSI B31.8S,sección 10, y que incluya procedimientos para atender preocupacionesseñaladas por la Office of Pipeline Safety (OPS) y por la Comisión de ServicioPúblico.

(k) Procedimientos que aseguren que las evaluaciones de integridad se realizan deuna forma segura para el ambiente y en cumplimiento con los reglamentosambientales aplicables.

(l) Un proceso para la identificación y evaluación de nuevas Áreas de AltaConsecuencia (AAC).

La AEE contratará personal con experiencia para evaluar las AAC y redactar elPlan.

Además, se preparará un Plan de Inspección y Mantenimiento que cubrirá la tubería,

metros de flujo, válvulas y otros equipos. La inspección de los equipos se realizarásegún las recomendaciones del manufacturero. Copias de este Plan se mantendrán encada una de las centrales a las que llegue el gas natural y en la Planta de EcoEléctrica.

El Plan incluirá información relevante sobre la tubería como:

Localización (municipios y millas que cubre)Tipo




Tamaño (diámetro interno)EdadManufactureroMétodo de construcciónCondición de la tubería

Tipo de material que transportaVolumen que transportaPresión máxima de operaciónCondiciones climáticas, sísmicas y geológicas, y características delos suelos en la alineación de la tubería.Densidad poblacional y Características demográficas en laalineación de la tubería. Incluye proyección de crecimiento.

Además, se mantendrá expediente de las siguientes actividades, segúnel 49 CFR 192.709, Recordkeeping:

Día, localización y descripción de cada reparación realizada a latubería (por tramo). Este expediente se mantendrá por el tiempoque la tubería esté en servicio.

Día, localización y descripción de cada reparación que se haga aotras partes del sistema. Esta información debe mantenerse porcinco años, según el reglamento, pero la AEE la mantendrá por eltiempo que la tubería esté en servicio.

Récord de patrullajes, inspecciones y pruebas. Esta informacióndebe mantenerse por cinco años, según el reglamento, pero laAEE la mantendrá por el tiempo que la tubería esté en servicio.

l. Patrullaje

La AEE establecerá un programa de patrullaje para observar condiciones en laservidumbre que puedan afectar la integridad de la tubería. Esto incluye actividades deexcavación, construcción y de siembra. También se observará para evidencia deescapes. La frecuencia del patrullaje se determina de acuerdo al tamaño de la tubería,presión de operación, topografía, condiciones del tiempo y otros factores de relevancia.La frecuencia no será menor a lo establecido en el 49 CFR, Parte 192, Subparte M,Sección 705, Transmission Lines: Patrolling . A continuación se muestran los intervalos

recomendados:

Vía Verde de Puerto RicoIntervalo Máximo entre Patrullajes

Clase porLocalización

En Cruces de Autopistas yTrenes

En Todo Otro Lugar

1 & 2 7 ½ meses; pero al menos 2veces al año

15 meses; pero al menos unavez al año




Vía Verde de Puerto RicoIntervalo Máximo entre Patrullajes

Clase porLocalización

En Cruces de Autopistas yTrenes

En Todo Otro Lugar

3 4 ½ meses; pero al menos 4veces al año

7 ½ meses; pero al menos 2veces al año

4 4 ½ meses; pero al menos 4veces al año 4 ½ meses; pero al menos 4veces al año

Los métodos de patrullaje que utilizará la AEE serán: caminar, guiar y vuelos enhelicóptero.

m. Marcadores

Una vez se construya la línea, se colocarán marcadores a través del trayectode 92 millas para alertar al público sobre la presencia de la misma. El 49 CFR,Parte 192, Subparte M, Sección 707, Line Markers for Mains and Transmission Lines ,

establece que se colocarán marcadores de la siguiente manera:Tubería soterrada en cruces de carreteras o trenes – sobre la tubería o lo más cercaposible.Cuando sea necesario para reducir la posibilidad de interferencia o con daño a latubería.Aviso – el siguiente aviso y el nombre del operador y número de teléfono apareceráen los marcadores de línea:




5.9 Datos de Seguridad del Gas Natural

El gas natural no es tóxico, pero es un asfixiante simple. En áreas confinadas, el gasnatural desplaza el oxígeno y no hay un suministro adecuado de oxígeno a lospulmones. Esto producirá mareos, respiración profunda debido a la necesidad de aire,

posibles náuseas e inconsciencia si no se aleja la persona del área afectada. El metanono está clasificado como cancerígeno o potencialmente cancerígeno por NTP, IARC uOSHA Subparte Z.

En caso de sobre exposición al gas natural, se requiere atención médica inmediata entodos los casos. En caso de escapes, el personal de respuesta y de rescate debe estarequipado con el equipo de protección respiratoria adecuado; respirador auto contenido(SCBA), y deben tener los adiestramientos requeridos por ley (HAZWOPER – Hazardous Waste Operations and Emergency Response – 29 CFR 1910.120). Laspersonas que estén conscientes deben trasladarse a un área sin contaminación einhalar oxígeno suplementario, si está disponible. Las personas inconscientes deben

trasladarse a un área sin contaminación. Si no está respirando, dar resucitación boca aboca y oxígeno suplementario. El tratamiento posterior debe ser sintomático y deapoyo.

El gas natural forma mezclas explosivas o inflamables con la mayoría de los agentesoxidantes (oxígeno, cloro, flúor, etc.) y es inflamable en aire sólo entre un 5% y 15% deconcentración. Sin embargo, el gas natural es más liviano que el aire, por lo que enáreas abiertas y con ventilación natural se escapa rápidamente a la atmósfera,haciendo difícil que alcance la concentración requerida para que se incendie enpresencia de una chispa o llama. Aún cuando la tubería es soterrada, el gas penetra elterreno y escapa a la atmósfera.

Cuando ocurre un incendio, se cierra la fuente de gas y se aísla el segmento de tuberíacerrando la válvula aisladora. Desde una distancia segura, se utiliza agua para enfriarlas tuberías y equipos adyacentes hasta que el fuego sea extinguido. Este trabajo lorealiza el Cuerpo de Bomberos.

La respuesta a un escape incluye el desalojo de todo el personal del área afectada,incrementar la ventilación en el área de la fuga (si es espacio confinado). Se debe usarun explosímetro calibrado para monitorear la concentración del gas. El personal derespuesta a emergencias debe utilizar equipo de protección apropiado (equipo deprotección autónomo y ropa resistente al fuego). Nunca se debe entrar a un área dondela concentración del gas sea mayor al 1%, lo que es el 20% del límite inferior deinflamabilidad (5%). Estos datos aplican mayormente en áreas confinadas. Cualquierescape de gas de Vía Verde se disipará directamente a la atmósfera. (Ver Material Safety Data Sheet que se incluye a continuación.)



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1. CHEMICAL PRODUCT AND COMPANY IDENTIFICATION (rev. 9-09)

Trade Number: Natural Gas (odorized)CAS Number: 68410-63-9 Synonyms: Natural Gas (dry), Natural Gas, Methane, Pipeline Spec Gas, Processed Gas, Residue Gas,Sweet Natural Gas, Treated GasUse/Description: Fuel for combustion applications, raw material for chemical reactions

CorporatePhysicalAddress

CompanyMailing

Address Emergency Telephone Numbers

Piedmont Natural Gas4720 Piedmont Row

DriveCharlotte, NC 28210

Piedmont Natural GasPO Box 33068

Charlotte, NC 28233

Safety Officer [8:00 am – 5:00 pm]: 1(704)-731-4376CIC: 1(704) 525-3882

Gas Control [24 hour]: 1(704) 731-4253 or 1(800)-432-8420

2. COMPOSITION/INFORMATION ON INGREDIENTS (rev. 9-04)

Components CAS No. Mole % Exposure Limits

ACGIH TLV (ppm) OSHA PEL (ppm)Base Gas:

Methane 74-82-8 90.0-95%None established by OSHA or ACGIHSimple asphyxiant; exposure limited by oxygen and flammability

Balance Gases:

Ethane 74-84-0 <5% None established by OSHA or ACGIH

Simple asphyxiant; exposure limited by oxygen and flammability

Propane 74-98-6 <3% 2500 TWA 1000 TWA

Other ComponentsNotApplicable

<2%

NOTE: No permissible exposure limits (PEL) or threshold limit values (TLV) exist for natural gas. The above listing is a summary ofthe gases in natural gas which can be found at concentrations greater than 1 mole % . Because natural gas is a natural product,composition can vary greatly.

3. HAZARDS IDENTIFICATION (rev. 9-04)

EMERGENCY OVERVIEWDANGER!

EXTREMELY FLAMMABLE GAS – MAY CAUSE FLASHFIRE OR EXPLOSION!!

Keep away from heat, sparks, flames, or other sources of ignition (e.g.static electricity, pilot lights, mechanical / electrical equipment)

MATERIAL SAFETY DATA SHEET



Natural Gas ID No. 1971

ERG. 115


WARNING: This product is a simple asphyxiant. In high concentrations it will displace oxygen from thebreathing atmosphere, particularly in confined spaces. Signs of asphyxiation will be noticed when oxygen isreduced to below 19.5%, and may occur in several stages. Symptoms may include rapid breathing andpulse rate, headache, dizziness, visual disturbances, mental confusion, incoordination, mood changes,muscular weakness, tremors, cyanosis, narcosis and numbness of the extremities. Unconsciousnessleading to central nervous system injury and possibly death will occur when the atmospheric oxygenconcentration is reduced to about 6% to 8% or less. The lower explosive limit is 3.8 to 6.5%.

WARNING: The burning of any hydrocarbon as a fuel in an area without adequate ventilation may result inhazardous levels of combustion products, including carbon monoxide, and inadequate oxygen levels,which may cause unconsciousness, suffocation, and death.

4. HEALTH HAZARDS IDENTIFICATION (rev. 9-09)

Potential Health EffectsNote: Natural gas in its gaseous state under normal conditions and at very low concentrations, does notpresent an inhalation, ingestion or skin hazard. At higher concentrations, natural gas will reduce theavailable oxygen in the air, thus resulting in symptoms of headache, nausea, dizziness, fatigue andpossibly coma and / or death. In situations where natural gas is not completely combusted, carbon

monoxide will accumulate which can cause an explosion hazard and a suffocation hazard.

Special note:Using natural gas for cutting, annealing, as a chemical ingredient, or as a raw material in chemicalmanufacturing may cause exposure to other unknown hazards. See manufacturer of other materials forpotential exposures.

Primary Route of ExposureNatural gas is primarily inhaled. However, most often, the inhalation hazard is carbon monoxide caused bythe incomplete combustion of natural gas.

EYESNot irritating. Under most circumstances, exposure to natural gas will not affect the eyes. Use of naturalgas to heat, cut, or anneal materials should require the use of at least safety glasses to insure that noforeign materials enter the eye.

SKINNot irritating. When natural gas is being combusted, heat is generated which may burn the skin. Undermost other circumstances, exposure to natural gas will not affect the skin. Use of natural gas to heat, cut,or anneal materials may require the use of protective clothing to insure that no parts of the body are burnedor foreign materials enter the skin.

INGESTIONRisk of ingestion is extremely unlikely.

INHALATIONThis product is considered to be non-toxic by inhalation.

The effects of inhalation of high concentrations may cause the same effects as asphyxiation. This includescentral nervous system depression such as dizziness, drowsiness, headache, and similar narcoticsymptoms, but no long-term effects if removed from exposure area. Numbness, a "chilly" feeling, andvomiting have been reported from accidental exposures to high concentrations.

Carbon Monoxide poisoning can occur as a result of poor installation, poor maintenance or failure ordamage to a gas appliance in service, gas is not burned properly, or when rooms are poorly ventilated andcarbon monoxide is unable to escape. Carbon monoxide poisoning occurs when carbon monoxide entersthe lungs via the normal breathing mechanism and displacing oxygen from the bloodstream. Interruption of




ERG. 115


the normal supply of oxygen puts at risk the functions of the heart, brain and other vital functions of thebody.

CHRONIC and CARCINOGENICITYMethane and ethane, the main components of natural gas, are considered practically inert in terms ofphysiological effects. At high concentrations these materials act as simple asphyxiants and may causedeath due to lack of oxygen. Incomplete combustion of natural gas creates carbon monoxide. Exposure tocarbon monoxide concentrations can cause the following:

Concentration of CarbonMonoxide (CO) in air

Inhalation time and toxic developed

50 parts per million (ppm) orless

Acceptable safety level as specified by the OSHA over an eight (8) hourtime weighted average.

Move people and animals from any area where the carbon monoxide level is at or above the followinglevels

200 PPM Slight headache within 2-3 hours

400 PPM Frontal headache within 1-2 hours, becoming widespread in 3 hours

800 PPM Dizziness, nausea, convulsions within 45 minutes, insensible in 2 hours

1200 PPM Immediately Dangerous to Life and Health (IDLH)

CARCINOGENICITY:

OSHA: NO IARC: NO NTP: NO ACGIH: NO

MEDICAL CONDITIONS AGGRAVATED BY EXPOSUREIndividuals with pre-existing conditions of the heart, lungs, and blood may have increased susceptibility tosymptoms of asphyxia.

5. FIRST AID MEASURES (rev. 9-04)

EYESIn case of a burn to the eye due to combustion of natural gas, cover eyes to protect from light. Seekimmediate medical attention.

During cutting, annealing, or heating materials, dusts or particulates may cause mechanical irritationincluding pain, tearing, and redness. Scratching of the cornea can occur if eye is rubbed. Fumes may be

irritating. Contact with the heated material may cause thermal burns.

SKINIn case of burn due to combustion of natural gas, seek immediate medical attention.Contact with heated material or products of combustion may cause thermal burns.

INGESTIONAlthough risk of ingestion is extremely unlikely, in case of oral exposure, seek immediate medical attention.

INHALATION




ERG. 115


If exposed to excessive amounts of natural gas due to a leak, remove person to fresh air using properprotective equipment. If person is not breathing, provide artificial respiration. If necessary, provideadditional oxygen once breathing is restored if trained to do so. DO NOT USE ANY EQUIPMENT THATMAY SERVE AS A SOURCE OF IGNITION UNTIL NATURAL GAS HAS COMPLETELY DISIPATED.Seek medical attention immediately.

If exposed to excessive amounts of carbon monoxide due to products of incomplete combustion, removeperson to fresh air using proper protective equipment. If person is not breathing, provide artificialrespiration. If necessary, provide additional oxygen once breathing is restored if trained to do so. DO NOTUSE ANY EQUIPMENT THAT MAY SERVE AS A SOURCE OF IGNITION UNTIL CARBON MONOXIDEHAS COMPLETELY DISIPATED. Seek medical attention immediately.

6. FIRE FIGHTING MEASURES (rev. 9-04)

FLAMMABLE PROPERTIES: (NFPA Natural Gas)FLASH POINT: Flammable gasAUTOIGNITION POINT: 900 - 1170

OF (482 - 632

OC)

OSHA/NFPA FLAMMABILITY CLASS: FLAMMABLE GASLOWER EXPLOSIVE LIMIT (%): 3.8 - 6.5UPPER EXPLOSIVE LIMIT (%): 13 - 17

FIRE AND EXPLOSION HAZARDSDangerous fire and explosion hazard when exposed to heat, sparks or flame. Natural gas is lighter than airand may travel long distances to a point of ignition and flash back. Containers containing or which havecontained natural gas may explode in heat or fire.

EXTINGUISHING MEDIATo extinguish a natural gas fire, stop the flow of natural gas, use dry chemical, carbon dioxide, halon orwater. Special note, the fire should not be extinguished unless flow of gas can be immediately stopped.

FIRE FIGHTING INSTRUCTIONSGas fires should not be extinguished unless flow of gas can be immediately stopped. Shut off gas source

and allow gas to burn out. If spill or leak has not ignited, determine if water spray may assist in dispersinggas or vapor to protect personnel attempting to stop leak.Use water to cool equipment, surfaces and containers exposed to fire and excessive heat. For large fire theuse of unmanned hose holders or monitor nozzles may be advantageous to further minimize personnelexposure.

Isolate area, particularly around ends of storage vessels. Let vessel, tank car or container burn unless leakcan be stopped. Withdraw immediately in the event of a rising sound from a venting safety device. Largefires typically require specially trained personnel and equipment to isolate and extinguish the fire.Firefighting activities that may result in potential exposure to high heat, smoke or toxic by-products ofcombustion should require NIOSH/MSHA- approved pressure-demand self-contained breathing apparatuswith full face piece and full protective clothing.

See Section 16 for the NFPA 704 Hazard Rating.

7. ACCIDENTAL RELEASE MEASURES (rev. 9-04)

IN CASE OF LARGE LEAK, ACTIVATE FACILITY'S EMERGENCY RESPONSE PLAN.EVACUATE NONESSENTIAL PERSONNEL and secure all ignition sources. No road flares, smoking orflames in hazard area. Consider wind direction, stay upwind, if possible. Evaluate the direction of producttravel. In case of a leak; evacuate the area and call Piedmont Natural Gas and 911.




ERG. 115


Stop the source of the release, if safe to do so. Consider the use of water spray to disperse vapors. Isolatethe area until gas has dispersed. Ventilate and test area before entering.

8. HANDLING AND STORAGE (rev. 9-09)

HANDLING and STORAGE PRECAUTIONS

Keep away from flame, sparks and excessive temperatures. Store only in approved containers. Thesecontainers must meet the requirements as specified in 49 CFR 173.302.

Containers should be bonded and ground when filling or discharging. Use only in well ventilated areas. Seealso applicable OSHA regulations for the handling and storage of this product, including, but not limited to,29 CFR 1910.110 Storage and Handling of Liquefied Petroleum Gases. NOTE: Typically natural gas ishandled and stored as a compressed natural gas. In these cases, the material safety data sheets (MSDS)on compressed natural gas (CNG) may prove to be more appropriate.

When storing natural gas, use explosion proof or intrinsically safe electrical equipment designed for theatmosphere in accordance with applicable codes, industrial recommended practices, and local, state andfederal regulations. Do not smoke or use spark-producing tools in the area of use.

9. EXPOSURE CONTROLS AND PERSONAL PROTECTION (rev. 9-09)WARNING: The natural gas when combusted releases products of combustion including carbon dioxide,and oxides of nitrogen. If combustion is not complete, natural gas may form excess amounts of incompleteproducts of combustion including carbon monoxide (CO). Where appropriate, use carbon monoxidedetectors when burning natural gas to insure that all natural gas is being combusted completely. If thecarbon monoxide detector alarms, discontinue use of the appliance until a Piedmont Natural Gas employeeor other authorized natural gas technician can service the appliance.

ENGINEERING CONTROLSWhen using gas at home or in an industrial setting, use adequate ventilation to keep gas concentrations ofthis product below occupational exposure and flammability limits, particularly in confined spaces. Theventilation equipment should be explosion-proof.

When appropriate, use explosion-proof equipment and lighting in classified/controlled areas.

When using natural gas, insure that natural gas concentration has not built up prior to adding ignitionsource. Failure to insure that natural gas concentration has not built up may result in an explosion.

EYE/FACE PROTECTIONWhen lighting natural gas, use eye protection to protect from burns.

SKIN PROTECTIONWhere appropriate, wear proper personal protective equipment (PPE) including flame retardant clothing toprotect against burns.

RESPIRATORY PROTECTION

Use a NIOSH/MSHA approved positive-pressure, supplied air respirator with escape bottle or self-contained breathing apparatus (SCBA) for unburned natural gas concentrations above occupationalexposure limits, for potential for uncontrolled release, if exposure release levels are not known, if highcarbon monoxide concentration exists above fifty parts per million (50 ppm), or in an oxygen-deficientatmosphere.

HEARINGDuring a high-pressure release, natural gas may cause excessive noise. Hearing protection may berequired for high-pressure releases of natural gas.




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CAUTION: Flammability limits (i.e., explosion hazard) should be considered when assessing the need toexpose personnel to concentrations requiring respiratory protection.Refer to OSHA 29 CFR 1910.134, ANSI Z88.2-1992, NIOSH Respirator Decision Logic, and themanufacturer for additional guidance on respiratory protection selection.

10. PHYSICAL AND CHEMICAL PROPERTIES (rev. 9-04)

APPEARANCEColorless gas. The lack of visible gas cloud does not indicate absence of gas.

ODORNatural gas has a distinctive, disagreeable “natural gas” type odor when treated with an odorizing agent(typically < 0.1% ethyl mercaptan).

BASIC PHYSICAL PROPERTIES (for methane)BOILING POINT: -259

OF (-162

OC)

VAPOR PRESSURE: 40 atm. @ -187OF (-86

OC)

VAPOR DENSITY (air = 1): 0.6SPECIFIC GRAVITY (H2O = 1): 0.4 @ -263

OF (-164

OC)

SOLUBILITY (H2O): 3.5%

11. STABILITY AND REACTIVITY (rev. 9-04)

CONDITIONS TO AVOID and INCOMPATIBLE MATERIALSKeep away from strong oxidizers, ignition sources and heat.

STABILITY: Stable. Hazardous polymerization will not occur.

CONDITIONS TO AVOID and INCOMPATIBLE MATERIALSKeep away from strong oxidizers. Oxidizers to avoid include bromine pentafluoride, oxygen difluoride, andnitrogen trifluoride, and hydrogen peroxide at concentrations greater than 30%.Thermal decomposition may release toxic oxides of carbon dioxide and carbon monoxide.Keep away from chlorine gas. Natural gas will spontaneously ignite when mixed with chlorine gas. In

addition, the products of the reaction of methane and chlorine are carbon, hydrogen chloride, and variouschlorocarbons. Hydrogen chloride is otherwise known as hydrochloric acid.

HAZARDOUS DECOMPOSITION PRODUCTSThermal decomposition may release carbon monoxide, carbon dioxide and non-combusted hydrocarbons(smoke).Chemical decomposition (chlorine) may release carbon and hydrogen chloride.

12. ECOLOGICAL INFORMATION (rev. 9-04)

This product is expected to exist entirely in the vapor phase in ambient air.

13. DISPOSAL CONSIDERATIONS (rev. 9-04)

Consult federal, state and local waste regulations to determine appropriate disposal methods.

14. TRANSPORTATION INFORMATION (rev. 9-04)

PROPER SHIPPING NAME: NATURAL GAS, COMPRESSED (with high methane content)HAZARD CLASS: 2.1DOT IDENTIFICATION NUMBER: UN 1971DOT SHIPPING LABEL: FLAMMABLE GAS




ERG. 115


CONTAINERS: AS SPECIFIED IN 49 CFR 173.302, 49 CFR 173.306 OR 49 CFR173.318 WHERE APPLICABLE

QUANTITY LIMITATIONS: AS SPECIFIED IN THE HAZARDOUS MATERIALS TABLELISTED IN PART 49 OF THE CODE OF FEDERALREGULATIONS (49 CFR)

PASSENGER AIRCRAFT: FORBIDDENPASSENGER RAILCAR: FORBIDDENCARGO AIRPLANE: FORBIDDEN EXCEPT AS SPECIFIED IN THE HAZARDOUS

MATERIALS TABLE LISTED IN 49 CFR.

15. REGULATORY INFORMATION (rev. 9-04)

U.S. FEDERAL, STATE, and LOCAL REGULATORY INFORMATIONThis product and its constituents listed herein are on the EPA TSCA Inventory. Any uncontrolled release ofthis product, including any substantial threat of release, may be subject to federal, state and/or localreporting requirements. This product and/or its constituents may also be subject to other regulations at thestate and/or local level. Consult those regulations applicable to your facility/operation.

CERCLA SECTION 103 and SARA SECTION 304 (RELEASE TO THE ENVIRONMENT)This product does not contain any chemicals subject to the reporting requirements of CERCLA Section 103or SARA 304. In addition, the CERCLA definition of hazardous substances contains a "petroleumexclusion" clause which exempts natural gas and synthetic gas usable for fuel and any indigenouscomponents of such from the CERCLA Section 103 reporting requirements.

SARA SECTION 311/312 - HAZARD CLASSESACUTE HEALTH CHRONIC HEALTH FIRE SUDDEN RELEASE OF PRESSURE REACTIVE

APPLIES APPLIES

SARA SECTION 313 - SUPPLIER NOTIFICATIONThis product does not contain any chemicals subject to the reporting requirements of Section 313 of theEmergency Planning and Community Right-To-Know Act (EPCRA) of 1986 and of 40 CFR 372.

CANADIAN REGULATORY INFORMATION

Class A (Compressed Gas) Class B, Division 1 (Flammable Gas)

16. OTHER INFORMATION (rev. 9-04)

NFPA® 704 HAZARD RATING: HEALTH: 1 SlightFIRE: 4 ExtremeREACTIVITY: 0 Negligible

HMIS® HAZARD RATING HEALTH: 1 SlightFIRE: 4 SevereREACTIVITY: 0 Minimal

SUPERSEDES MSDS DATED: none

DISCLAIMER OF EXPRESSED AND IMPLIED WARRANTIES AND LIABILITYInformation presented herein has been compiled from sources considered to be dependable, and is accurate and reliable to the bestof our knowledge and belief, but is not guaranteed to be so. Since conditions of use are beyond our control, we make no warranties,expressed or implied, except those that may be contained in our written contract of sale or acknowledgment. Piedmont Natural Gasassumes no responsibility for injury to user or third persons proximately caused by the material if reasonable safety procedures are notadhered to as stipulated in the data sheet. Additionally, vendor assumes no responsibility for injury to user or third persons proximatelycaused by abnormal use of the material, even if reasonable safety procedures are followed. Furthermore, user assumes the risk intheir use of the material.

The information in this Material Safety Data Sheet (MSDS) was obtained from sources which we believe are reliable; however, theinformation is provided without any representation of warranty, expressed or implied, regarding the accuracy or correctness.




ERG. 115


The conditions or methods of handling, storage, and / or use of the product are beyond our control and may be beyond our knowledge. Forthis and other reasons, we do not assume responsibility and expressly disclaim liability for loss, damage, or expense arising out of or in anyway connected with the handling, storage, and / or use of this product.



MATERIAL SAFETY DATA SHEET - NATURAL GAS

1. SUPPLIER

ATCO Gas10035 – 105 StreetEdmonton, Alberta T5J 2V61-800-511-3447 (toll-free) for information

Emergency Telephone : (24 –hr)CANUTEC: 1-613-996-6666 (Call Collect)

2. PRODUCT IDENTIFICATION

Manufacturer Not applicable (natural gas is a naturally occurring product)

Trade Name Natural Gas

Chemical Name Methane

Synonyms Natural Gas/high Methane content

Chemical Family Alkanes

Molecular Formula CH4

(Methane)

Product Use Natural Gas is used primarily for space and water heating and for industrialprocessing applications

Method of Transport Pipeline (under pressure) or high pressure cylinders attached to mobile vehic

Transportation of Dangerous Goods Regulations

UN 1971; Class 2.1 Shipping Name and Description: METHANE, COMPRESSED

WHMIS Classification Compressed Gas (Class A)Flammable Gas (Class B1)

3. HAZARDOUS COMPONENTS (See Note, Section 11)

Components % by Volume Occupational Exposure Information

Methane 95 Asphyxiant if breathed in place of air (refer to Section 6)

Ethane & Heavier 2 Asphyxiant if breathed in place of air (refer to Section 6)Hydrocarbons

Nitrogen 2 Asphyxiant if breathed in place of air (refer to Section 6)

Carbon Dioxide 1 Asphyxiant if breathed in place of air (refer to Section 6)

Sulphur Compounds Trace amounts (varies in odourized gas)



4. PHYSICAL DATA (See Note, Section 11)

Appearance and Odour Colourless gas at room temperature and pressureOdourless unless odourized with Mercaptan (skunky smell)

Boiling Point (degrees Celsius) -161.5°C (as Methane)

Vapour Pressure Gaseous state at normal conditions

Freezing Point -182.5°C

Percent Volatile (by volume) 100%

Vapour Density in Air 0.584 to 0.610(gaseous specific gravity)

Solubility in Water 0.0022% (as Methane)

Evaporation Rate N/A

5. FIRE AND EXPLOSION HAZARD DATA (See Note, Section 11)

Flammability In the presence of oxygen

Flammability Limits (percent in air) 4% - 14%

Fire Extinguishing Media Dry Chemical (most effective) or carbon dioxide (CO2) or Halon

Ignition Temperature Approximately 630°C (varies with temperature pressure and oxygenconcentration)

OR

Auto Ignition Temperature in Air Range 482°C - 649°C

Special Fire Fighting Procedures Control release by limiting or shutting off source utilizing pipeline control vaEvacuate areaKeep up wind of fire

Unusual Fire and Explosion Hazards Could be potentially hazardous if uncontrolled in a confined space

NOTE: Natural Gas is lighter than air and will dissipate to atmosphere. Natural Gas without sufficient or with too mucair will not burn or explode. A hazard from re-ignition or explosion exists if the flame is extinguished without stopping tflow of gas and/or cooling surroundings and eliminating ignition sources. Water spray can be used to cool the surroundi

6. HEALTH HAZARD DATA

Effects of Overexposure Acts as an asphyxiant by displacing oxygen in the airDisplacement of air by the gas may lead to shortness of breath, unconsciousnand death from hypoxemia. Incomplete combustion may produce carbonmonoxide and aldehydes.

Emergency and First Aid Procedures Do not enter a contaminated area unless properly protected (refer to Section Stop flow of gasMove victim to uncontaminated areaSupply fresh air, oxygenPerform artificial respiration if necessaryContact a physician



7. REACTIVITY DATA

Stability Natural Gas/Methane is stable

Conditions to Avoid Uncontrolled explosive mixturesOpen flame and spark sourceStrong oxidants

Incompatibility Natural Gas readily mixes with air when released and creates a combustible

atmosphere. Some other strong oxidizing agents with which it can burn orexplode in confined areas are: chlorine, bromine pentafluoride, oxygendifluoride and nitrogen trifluoride. It will ignite spontaneously when mixedwith chlorine dioxide.

Hazardous Polymerization May not occur

Hazardous Decomposition Products CO2, trace amounts of oxides of sulphur and nitrogen (SO

2and NOx)

CO if starved of oxygen during combustion

8. SPILL OR LEAK PROCEDURES

Steps to be Taken in Case Gas Evacuate area

Leak/Line Break Occurs Contact office emergency number for repair proceduresShut off source of ignition such as flame or electrical sparkShut off source of gas supplyIncrease ventilationMinor leaks can be detected with a soap solution applied at suspected leakpoints

NEVER USE AN OPEN FLAME TO DETECT LEAKS

Suggested Disposal Method Contact office emergency number

9. SPECIAL PROTECTION INFORMATION

Respiratory Protection Positive pressure, self contained breathing apparatus (SCBA) or supplied airbreathing apparatus (SABA) complete with egress unit, for emergency useAdequate ventilation requiredAdequate venting of possible combustion products required

Other Protective Equipment CSA/ANSI Safety Equipment must be available and worn as required to proears, feet, hands, head, remaining body area

10. SPECIAL PRECAUTIONS

Precautions to be Taken Avoid personal body contact (skin/eye contact, etc.) with high pressure gasstream

Other Precautions Avoid all possible sources of accidental ignition (i.e., static electricity or anyh l i )

anejo 4.2 matriz para la selección de la alimentación dia-p gasoducto

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