Text-Only Comparison of Protocol Changes Between May 2004 and September 2004

This is provided for convenience only and does not reflect the formatting or exact sub-question numbering of the draft protocols.

[Return to Gas IM Main Page]

11A.1. Program Requirements
22
33Verify that the methods defined in §192.903 High Consequence Area (1)
44and/or §192.903 High Consequence Area (2) are applied to each pipeline
55for the identification of high consequence areas. [§192.905(a)]
66
77A.1.a. 
88
99Verify the operator’s integrity management program includes documented
1010processes on how to implement methods (1) and (2) in order to
1111identify high consequence areas. [§192.905(a)]
1212
1313A.1.b. 
1414
1515Verify that the operator’s process requires that the method used for
1616each portion of the pipeline system be documented. [§192.905(a)]
1717
1818A.1.c. 
1919
2020Verify that the operator’s integrity management program includes
2121system maps or other suitably detailed means documenting the pipeline
2222segment locations that are located in high consequence areas.
2323[§192.905(a)]
2424
2525A.1.d. 
2626
2727Review HCA records to verify that the operator completed
2828identification of pipeline segments in high consequence areas by
2929December 17, 2004. [§192.907, §192.911(a)]
3030
3131A.2. Potential Impact Radius
3232
3333Verify that the definition and use of potential impact radius for
3434establishment of high consequence areas meets the requirements of
3535§192.903. [§192.905(a)]
3636
3737A.2.a. 
3838
3939Verify that the operator’s formula for calculation of the potential
4040impact radius is consistent with §192.903 requirements (r =
41410.69*(p*d^{2})^{0.5}) and that the pressure used in the formula is
4242based on maximum allowable operating pressure (MAOP).
43i. For gases other than natural gas, verify that the operator has
44documented processes for the use of Section 3.2 of ASME/ANSI B31.8S to
45calculate the impact radius formula. [§192.903 Potential Impact
43*  i. For gases other than natural gas, verify that the operator has
44documented processes for the use of Section 3.2 of ASME B31.8S-2001 to
45calculate the impact radius formula [§192.903 Potential Impact
4646Radius, §192.905(a)]
4747
4848A.2.b. 
4949
5050In cases where potential impact circles are used to identify high
5151consequence areas, verify that the program requires that high
5252consequence areas include the area extending axially along the length
5353of the pipeline from the outermost edge of the first potential impact
5454circle to the outermost edge of the last contiguous potential impact
5555circle for those potential impact circles that contain either an
5656identified site or 20 or more buildings intended for human occupancy.
5757[§192.903 High Consequence Area (3)]
5858
5959A.3. Identified Sites
6060
6161Verify that the operator’s identification of identified sites includes
6262the sources listed in §192.905(b) for those buildings or outside
6363areas meeting the criteria specified by §192.903, and that the source
6464of information selected is documented. [§192.903 Identified Sites,
6565§192.905(b) and §192 Appendix E, I(c)]
6666
6767A.3.a. 
6868
6969Identified sites must include the following: [§192.903 Identified
7070Sites, §192.905(b)]
7171i. Outside areas or open structures occupied by 20 or more people on
7272at least 50 days in any 12 month period (days need not be
7373consecutive),
7474ii. Buildings occupied by 20 or more people on at least 5 days a week
7575for 10 weeks in any 12 month period (days and weeks need not be
7676consecutive), and
7777iii. Facilities occupied by persons who are confined, have impaired
7878mobility, or would be difficult to evacuate.
7979
8080A.3.b. 
8181
8282Identified sites must be identified using the following sources of
8383information: [§192.905(b)]
8484i. Information from routine operation and maintenance activities and
8585input from public officials with safety or emergency response or
8686planning responsibilities
8787ii. In the absence of public official input, the operator must use one
8888of the following in order to identify an identified site:
89891. Visible markings such as signs, or
90902. Facility licensing or registration data on file with Federal,
9191State, or local government agencies, or
92923. Lists or maps maintained by or available from a Federal, State, or
9393local government agency and available to the general public.
9494
9595A.4. Identification Using Class Locations (Method 1)
9696
9797If the operator’s integrity management program relies on §192.903 High
9898Consequence Area definition (1) for identification of high
9999consequence areas, verify compliance with the following:
100100
101101A.4.a. 
102102
103103Verify the integrity management program includes Class 3 and Class 4
104104piping locations as high consequence areas consistent with the
105105criteria of §192.5(b)(3) and §192.5(b)(4), and §192.5(c). [§192.903
106106High Consequence Area (1)(i) and (ii)]
107107
108108A.4.b. 
109109
110110For Class 1 and Class 2 locations with the potential impact radius
111111greater than 660 feet, verify the integrity management program
112112includes piping locations as high consequence areas if the area within
113113the associated potential impact circle contains 20 or more buildings
114114intended for human occupancy.[§192.903 High Consequence Area (1)(iii)]
115115i. As an option for PIRs greater than 660 feet, the definition of high
116116consequence area may be based on a prorated building count for
117117buildings intended for human occupancy within a distance of 660 feet
118118(200 meters) from the centerline of the pipeline as calculated using
119119the following formula: [§192.903 High Consequence Area (4)]
120120Building Count within 660 feet = 20 x [660 (ft) /PIR (ft)]^{2} or
121121Building Count within 200 meters = 20 x [200 (m) / PIR (m)]^{2}
1221221. If the option for use of a prorated number of buildings has been
123123used for identification of high consequence areas, verify that the
124124program acknowledges that use of the prorated allowance is only
125125available to operators until December 17, 2006. [§192.903 High
126126Consequence Area (4)]
127127
128128A.4.c. 
129129
130130Verify the program includes as a high consequence area, any area in
131131Class 1 and Class 2 piping locations where the potential impact circle
132132contains an identified site. [§192.903 High Consequence Area (1)(iv)]
133133
134134A.5. Identification Using Potential Impact Radius (Method 2)
135135
136136If the operator’s integrity management program relies on §192.903 High
137137Consequence Area definition (2) for identification of high
138138consequence areas, verify compliance with the following:
139139
140140A.5.a. 
141141
142142Verify the integrity management program includes piping locations as
143143high consequence areas if the area within a potential impact circle
144144contains 20 or more buildings intended for human occupancy: [§192.903
145145High Consequence Area (2)(i)]
146146i. As an option for PIRs greater than 660 feet, the definition of high
147147consequence area may be based on a prorated building count for
148148buildings intended for human occupancy within a distance of 660 feet
149149(200 meters) from the centerline of the pipeline as calculated using
150150the following formula: [§192.903 High Consequence Area (4)]
151151Building Count within 660 feet = 20 x [660 (ft) /PIR (ft)]^{2} or
152152Building Count within 200 meters = 20 x [200 (m) / PIR (m)]^{2}
1531531. If the option for use of a prorated number of buildings has been
154154used for identification of high consequence areas, verify that the
155155program acknowledges that use of the prorated allowance is only
156156available to operators until December 17, 2006. [§192.903 High
157157Consequence Area (4)]
158158
159159A.5.b. 
160160
161161Verify the program includes piping locations as high consequence areas
162162if the area within the potential impact circle contains an identified
163163site. [§192.903 High Consequence Area (2)(ii)]
164164
165165A.6. Identification and Assessment of Newly Identified HCAs, Program Requirements
166166
167167Review the operator’s integrity management program to verify processes
168168are in place for evaluation of new information that may show that a
169169pipeline segment impacts a high consequence area. [§192.905(c)]
170170
171
172171A.6.a. 
173172
174173Verify the operator’s integrity management program includes documented
175174processes for how new information that shows a pipeline segment
176175impacts a high consequence area is identified and integrated with the
177integrity management program. [§192.905(c)]
178
179A.6.b. 
180
181Verify the operator’s integrity management program has provisions to
182identify and analyze changes for impacts on pipeline segments
183potentially affecting high consequence areas. Issues the program must
184consider include: [§192.905(c)]
185i. Changes in pipeline maximum allowable operating pressure (MAOP),
186ii. Pipeline modifications affecting piping diameter,
187iii. Changes in the commodity transported in the pipeline,
188iv. Identification of new construction in the vicinity of the
176integrity management program. The program is to identify and analyze
177changes for impacts on pipeline segments potentially affecting high
178consequence areas. Issues the program must consider include but are
179not limited to:[§192.905(c)]
180i.      Changes in pipeline maximum allowable operating pressure (MAOP),
181ii.     Pipeline modifications affecting piping diameter,
182iii.    Changes in the commodity transported in the pipeline,
183iv.     Identification of new construction in the vicinity of the
189184pipeline that results in additional buildings intended for human
190185occupancy or additional identified sites,
191v. Change in the use of existing buildings (e.g., hotel or house
192converted to nursing home).
193vi. Installation of new pipeline.
186v.      Change in the use of existing buildings (e.g., hotel or house
187converted to nursing home),
188vi.     Installation of new pipeline,
189vii.    Change in pipeline class location (e.g., class 2 to 3) or class
190location boundary,
191viii.   Pipeline reroutes
192ix.     Corrections to erroneous pipeline center line data,
193x.      Field design changes (addition of taps, maintenance, pressure
194settings, etc.) affecting line pressure, diameter, or pipeline
195location.
194196
195197B.1. Assessment Methods
196198
197199Verify that the operator’s Baseline Assessment Plan (BAP) specifies an
198assessment method(s) for each covered segment that is effective and
199appropriate for identifying anomalies associated with specific threats
200identified for the segment.  Verify that the operator followed
201ASME/ANSI B31.8S, Section 6 and that the methods selected address all
202of the threats identified to the covered segments.  More than one
203assessment tool may be necessary to address all applicable threats.
204[§192.919(b), 192.921(a), 192.921(c), 192.921(h)]
200assessment method(s) for each covered segment that is best suited for
201identifying anomalies associated with specific threats identified for
202the segment.  Verify that the operator followed ASME/ANSI B31.8S,
203Section 6 and that the methods selected address all of the threats
204identified to the covered segments.  More than one assessment tool may
205be necessary to address all applicable threats. [§192.919(b),
206192.921(a), 192.921(c), 192.921(h)]
205207
206208B.1.a. 
207209
208210If internal inspection tools are selected, verify that the operator
209211followed ASME/ANSI B31.8S, Section 6.2 in selecting the appropriate
210212internal inspection tool for the covered segment. [§192.921(a)(1)]
211213i. Verify that the operator has evaluated the general reliability of
212214any in-line assessment method selected by looking at factors including
213215but not limited to:  detection sensitivity; anomaly classification;
214216sizing accuracy; location accuracy; requirements for direct
215217examination; history of tool; ability to inspect full length and full
216218circumference of the section; and ability to indicate the presence of
217219multiple cause anomalies.  Refer to ASME/ANSI B31.8S, section 6.2.5.
218220[§192.921(a)(1)]
219221
220222B.1.b. 
221223
222224If a pressure test is specified, verify that the test is required to
223225be conducted in accordance with Part 192, Subpart J requirements.
224226Verify that the operator followed ASME/ANSI B31.8S, Section 6.3 in
225227selecting the pressure test as the appropriate assessment method.
226228[§192.921(a)(2)]
227229
228230B.1.c. 
229231
230If direct assessment (DA) is to be used as the primary assessment
231method, refer to protocol D for specific inspection protocols.
232[§192.921(a)(3)]
233
234B.1.d. 
235
236232If the operator specifies the use of "other technology," verify that
237233notification to OPS is required in accordance with Part 192.949, 180
238234days before conducting the assessment. Also, verify that notification
239235to a State or local pipeline safety authority is required when either
240236a covered segment is located in a State where OPS has an interstate
241237agent agreement, or an intrastate covered segment is regulated by that
242238State.  [§192.921(a)(4)]
243239
244B.1.e. 
240B.1.d. 
245241
246242If a covered pipeline segment contains low frequency electric
247243resistance welded pipe (ERW) or lap welded pipe that satisfies the
248244conditions specified in ASME/ANSI B31.8 S, Appendix A4.3 and A4.4, and
249245any covered or non-covered segment in the pipeline system with such
250246pipe has experienced seam failure, or operating pressure on the
251247covered segment has increased over the maximum operating pressure
252248experienced during the preceding five years verify that the selected
253249assessment method(s) are proven to be capable of assessing seam
254250integrity and detecting seam corrosion anomalies.  [§192.917(e)(4)]
255251
256B.1.f. 
252B.1.e. 
257253
258254If the threat analysis required in §192.917(d) on a plastic
259255transmission pipeline indicates that a covered segment is susceptible
260256to failure from causes other than third-party damage, verify that the
261257operator documents an acceptable justification for the use of an
262258alternative assessment method that will address the identified threats
263259to the covered segment.  [§192.921(h)]
264
265B.1.g. 
266
267Verify that the operator has selected the method or methods best
268suited to address the threats identified to the covered segment.
269Verify that the basis for the selection of each assessment method is
270documented. [§192.921(a), ASME/ANSI B31.8S, Section 6]
271
272260
273261B.2. Prioritized Schedule
274262
275263Verify that the BAP contains a schedule for completing the assessment
276264activities for all covered segments; and that the BAP appropriately
277265considered the applicable risk factors in the prioritization of the
278266schedule. [§192.917(c), 192.919(c), 192.921]
279267
280268B.2.a. 
281269
282270Verify that the BAP schedule includes all covered segments not already
283271assessed. [§192.921(a)]
284272
285273B.2.b. 
286274
287Verify that the BAP schedule prioritizes the segments based on
275Verify that the BAP schedule prioritizes the covered segments based on
288276potential threats and applicable risk analysis, and that the risk
289277ranking is appropriate.  [§192.917(c), 192.921(b)]
290278
291279B.2.c. 
292280
293281Verify that covered segments meeting the following conditions are
294282prioritized as high-risk segments.
295283i. Segments that contain low frequency resistance welded (ERW) pipe or
296284lap welded pipe that satisfy the conditions specified in ASME/ANSI
297285B31.8S, Appendix A4.3 and A4.4, and any covered or non-covered segment
298286in the pipeline system with such pipe has experienced seam failure,
299287or operating pressure on the covered segment has increased over the
300maximum operating pressure experienced during the preceeding five
288maximum operating pressure experienced during the preceding five
301289years. [§192.917(e)(4)]
302290ii. Covered segments that have manufacturing or construction defects
303291(including seam defects) where any of the following changes occurred
304292in the covered segment: operating pressure increases above the maximum
305operating pressure experienced during the preceeding five years; MAOP
293operating pressure experienced during the preceding five years; MAOP
306294increases; or the stresses leading to cyclic fatigue increase.
307295[§192.917(e)(3)]
308296
309297B.2.d. 
310298
311299Verify that the BAP schedule requires 50% of the covered segments,
312300beginning with the highest risk segments, to be assessed by December
31330117, 2007; and that baseline assessments shall be completed for all
314302covered segments by December 17, 2012. [§192.921(d)]
315303
316304B.2.e. 
317305
318306Review the operator’s implementation progress to date and verify that:
319307[§192.921]
320308i. Assessments scheduled for completion by the date of the inspection
321309were in fact completed.
322310ii. Assessment methods used for completed assessments were as
323311described in the plan.
324312iii. The date assessment field activities were completed is recorded
325313[so the operator understands the time frame allowable for compliance
326314with the provisions of 192.933].
327315
328316B.3. Use of Prior Assessments
329317
330318If prior assessments are used in the BAP, verify that the assessment
331319methods used meet the requirements of 192.921(a) and that remedial
332320actions have been carried out to address conditions listed in section
333321192.933.  Prior assessments are those that were completed prior to
334322December 17, 2002. [§192.921(e)]
335323
336324B.3.a. 
337325
338326Verify that threats to these pipeline sections were identified as
339327required under 192.919(a).
340328
341329B.3.b. 
342330
343331Verify that the methods used for these prior assessments were
344332appropriate for the threats per ANSI B31.8S as required under
345333192.919(b) and 192.919(d).
346334
347335B.3.c. 
348336
349337Verify that anomalies satisfying the requirements of 192.933 were
350338repaired.
351339
352340B.4. Newly Identified HCAs/Newly Installed Pipe
353341
354342Verify that the operator updates the baseline assessment plan for
355343newly identified HCAs and newly installed pipe. [§192.905(c),
356344192.921(f), 192.921(g)] 
357345
358346B.4.a. 
359347
360348If new HCAs have been identified or new pipe has been installed that
361349is covered by this subpart, verify that applicable segment(s) have
362350been incorporated into the operator’s baseline assessment plan within
363351one year from the date the area or pipe is identified and assessments
364352have been appropriately scheduled and/or completed. [§192.905(c)]
365353
366354B.4.b. 
367355
368356For newly identified HCAs, verify that the operator completes a
369357baseline assessment for the applicable segment(s) within ten (10)
370358years from the date the area is identified. [§192.921(f)]
371359
372360B.4.c. 
373361
374362For newly installed pipe that is covered by this subpart and impacts
375363an HCA, verify that the operator completes a baseline assessment
376364within ten (10) years from the date the pipe is installed.
377365[§192.921(g)]
378366
379367B.4.d. 
380368
381369Verify that threats to these pipeline sections were identified as
382370required under 192.919(a). [§192.921(b)]
383371
384372B.4.e. 
385373
386374Verify that the assessment methods used were appropriate for the
387375threats per ASME/ANSI B31.8S as required under 192.919(b) and
388376192.919(d).
389377
390378B.5. Consideration of Environmental and Safety Risks
391379
392380Verify that the operator addresses requirements for conducting the
393381baseline assessments in a manner that minimizes environmental and
394382safety risks. [§192.919(e)]
395383
396384B.5.a. 
397385
398386Verify that precautions were implemented to protect workers, members
399387of the public, and the environment from safety hazards (such as an
400accidental release of product) during assessments. [§192.919(e)]
388accidental release of gas) during assessments. [§192.919(e)]
401389
402390B.6. Changes
403391
404392Verify that the operator keeps the BAP up-to-date with respect to
405393newly arising information. Also refer to Protocol K.  [§192.911(k) &
406394ASME/ANSI B31.8S, Section 11]   
407395
408396B.6.a. 
409397
410398Verify that the operator’s process has requirements to keep the BAP
411399up-to-date with respect to newly arising information, applicable
412400threats, and risks that may require changes to the segment
413401prioritization or assessment method. [§192.911(k) & ASME/ANSI B31.8S,
414402Section 11]
415403
416404B.6.b. 
417405
418406Verify that required BAP changes have been made and that for all
419407changes, the following are documented: [ASME/ANSI B31.8S, Section
42040811(a)]
421409i. Reason for change
422410ii. Authority for approving change
423411iii. Analysis of implications
424412iv. Communication of change to affected parties
425413
426414C.1. Threat Identification
427415
428416Verify that the operator identifies and evaluates all potential
429417threats to each covered pipeline segment. [§192.917(a)]
430418
431419C.1.a. 
432420
433If the operator is following the prescriptive approach, as delineated
434in Appendix A of ASME/ANSI B31.8S, verify that at least the following
435nine categories of threats have been evaluated: [§192.917(a) &
436ASME/ANSI B31.8S, Section 2.2]
437i. Time-dependent threats: (1) external corrosion, (2) internal
438corrosion, and (3) stress corrosion cracking;
439i. Static (stable) or resident threats: (4) manufacturing-related
440defects, including the use of low frequency electric resistance welded
441(ERW) pipe or lap welded pipe [§192.917(e)(4)], (5) welding- or
442fabrication-related defects, and (6) equipment failures;
443i. Time-independent threats: (7) third party/mechanical damage, (8)
444incorrect operations (including human error), and (9) weather-related
445and outside force damage.
421If the operator is following the prescriptive or performance-related
422approaches, verify that the following categories of failure have been
423considered and evaluated: [§192.917(a) & ASME/ANSI B31.8S, Section
4242.2]
425i.      external corrosion,
426ii.     internal corrosion,
427iii.    stress corrosion cracking;
428iv.     manufacturing-related defects, including the use of low frequency
429electric resistance welded (ERW) pipe, lap welded pipe, flash welded
430pipe, or other pipe potentially susceptible to manufacturing defects
431[§192.917(e)(4), ASME/ANSI B31.8S Appendix A4.3];
432v.      welding- or fabrication-related defects,
433vi.     equipment failures;
434vii.    third party/mechanical damage [§192.917(e)(1)],
435viii.   incorrect operations (including human error),
436ix.     weather-related and outside force damage,
437x.      cyclic fatigue or other loading condition [§192.917(e)(2)],
438xi.     all other potential threats.
446439
440
447441C.1.b. 
448442
449443If the operator is following the performance-based approach, verify
450that all 21 of the threats associated with the nine categories listed
451above and summarized in Section 2.2 of ASME/ANSI B31.8S have been
452evaluated. [§192.917(a) & ASME/ANSI B31.8S, Section 2.2]
444that all 21 of the threats associated with the first nine failure
445categories listed above have been considered. [§192.917(a) & ASME/ANSI
446B31.8S, Section 2.2]
453447
454448C.1.c. 
455449
456Verify that the following additional threats have been identified and
457evaluated, irrespective of whether the prescriptive or
458performance-based approach has been employed: [§192.917(a),
459§192.917(e)(2), & ASME/ANSI B31.8S, Section 2.2]
460i. Cyclic fatigue or other loading condition. [§192.917(e)(2) &
461ASME/ANSI B31.8S, Section 2.2]
462i. All other potential threats. [§192.917(a)]
450Verify that the operator’s threat identification has considered
451interactive threats from different categories (e.g., manufacturing
452defects activated by pressure cycling, corrosion accelerated by third
453party or outside force damage) [ASME/ANSI B31.8S, Section 2.2].
454
455C.1.d. 
456
457Verify that the approach incorporates appropriate criteria for
458eliminating from consideration a specific threat for a particular
459pipeline segment. [ASME B31.8S, §5.10]
463460
464C.2. Data Gathering
461C.2. Data Gathering and Integration
465462
466Verify that the operator gathers existing data and information on the
467entire pipeline that could be relevant to covered segments, and verify
468that the necessary pipeline data has been assembled.  [§192.917(b)]
463Verify that the operator gathers and integrates existing data and
464information on the entire pipeline that could be relevant to covered
465segments, and verify that the necessary pipeline data have been
466assembled and integrated.  [§192.917(b)]
469467
470468C.2.a. 
471469
472If the operator lacks sufficient data or where data quality is below
473requirements, verify that the operator has followed the
474prescriptive-based processes shown in Appendix A of ASME/ANS B31.8S.
475[ASME B31.8S, §4.1]
470Verify that the operator has in place a comprehensive plan for
471collecting, reviewing, and analyzing the data. [ASME B31.8S, 4.2. &
4724.4]
476473
477474C.2.b. 
478475
479Determine if the operator follows the requirements in ASME/ANSI
480B31.8S, sections 4.2, 4.3, and 4.4. At a minimum, an operator must 1.)
481Gather and evaluate the set of data specified in Appendix A to
482ASME/ANSI B31.8S, and 2.) Consider the following on covered segments
483and similar non-covered segments: [§192.917(b)]
484i. Past incident history
485i. Corrosion control records
486i. Continuing surveillance records
487i. Patrolling records
488i. Maintenance history
489i. Internal inspection records
490i. All other conditions specific to each pipeline.
476Verify that the operator has assembled data sets for threat
477identification and risk assessment according to the requirements in
478ASME/ANSI B31.8S, sections 4.2, 4.3, and 4.4. At a minimum, an
479operator must:
480i.      gather and evaluate the set of data specified in ASME/ANSI B31.8S,
481Appendix A (summarized in ASME/ANSI B31.8S, Table 1); and
482ii.     consider the following on covered segments and similar non-covered
483segments [§192.917(b)]:
4841. Past incident history
4852. Corrosion control records
4863. Continuing surveillance records
4874. Patrolling records
4885. Maintenance history
4896. Internal inspection records
4907. All other conditions specific to each pipeline.
491491
492492C.2.c. 
493493
494Verify that the operator has in place a comprehensive plan for
495collecting, reviewing, and analyzing the data from the inception of
496the data collection effort. [ASME B31.8S, §§4.2. & 4.4]
494Verify that the operator has utilized the data sources listed in ASME
495B31.8S, Table 2, for initiation of the integrity management program.
496[ASME B31.8S, §4.3]
497497
498498C.2.d. 
499499
500If the operator is employing a prescriptive integrity management
501program, verify that sources of information covering at least the
502elements identified in Table 1 of ASME B31.8S have been identified.
503[ASME B31.8S, §4.2.1]
500Verify that the operator has checked the data for accuracy. If the
501operator lacks sufficient data or where data quality is suspect,
502verify that the operator has followed the requirements in ASME/ANS
503B31.8S, section 4.2.1, section 4.4, and Appendix A [ASME B31.8S, 4.1,
5044.2.1, 4.4, 5.7(e), and Appendix A]:
505i.      Each threat covered by the missing or suspect data is assumed to
506apply to the segment being evaluated. The unavailability of identified
507data elements is not a justification for exclusion of a threat.
508ii.     Conservative assumptions are used in the risk assessment for that
509threat and segment or the segment is given higher priority.
510iii.    Records are maintained that identify how unsubstantiated data are
511used, so that the impact        on the variability and accuracy of
512assessment results can be considered.
513iv.     Depending on the importance of the data, additional inspection
514actions or field data collection efforts may be required.
504515
505516C.2.e. 
506517
507If the operator is employing a performance-based integrity management
508program, verify that the sources of information to be used include at
509least the elements identified in Table 1 of ASME B31.8S and any others
510necessary to support the program needs. [ASME B31.8S, §4.2.2]
518Verify that the operator’s program includes measures to ensure that
519new information is incorporated in a timely and effective manner, as
520addressed in Protocol K. [§192.911(k) & ASME B31.8S, §§11(b) & 11(d)]
511521
512522C.2.f. 
513523
514Verify that the operator has assembled at least the data sources
515listed in Table 2 of ASME B31.8S for initiation of the integrity
516management program.  [ASME B31.8S, §4.3]
517
518C.2.g. 
519
520Verify that the operator thoroughly documents and validates, as
521appropriate, any assumptions or other inputs made in lieu of
522comprehensive data. [ASME B31.8S, §4.2.1]
523
524C.2.h. 
525
526Verify that measures are in place to ensure that new information is
527incorporated in a timely and effective manner, as addressed in
528Protocol K. [§192.911(k) & ASME B31.8S, §§11(b) & 11(d)]
529
530C.2.i. 
531
532Verify that adequate justification is provided to exclude a particular
533threat from the integrity management program. If a threat has been
534retained because a lack of some data element or elements prevents it
535from being excluded, and that threat could be important, verify that
536additional inspection actions or further efforts to collect field data
537have been taken. [ASME B31.8S, §4.4]
538
539C.3. Data Integration
540
541Verify that the operator integrates data and information on the entire
542pipeline that could be relevant to covered segments.  [§192.917(b),
543§192.917(e)(1)]
544
545C.3.a. 
546
547524Verify that individual data elements are brought together and analyzed
548525in their context such that the integrated data can provide improved
549526confidence with respect to determining the relevance of specific
550527threats and can support an improved analysis of overall risk. [ASME
551B31.8S, §4.5]
552
553C.3.b. 
554
555Verify that a common reference system has been defined that will allow
556data elements from various sources to be combined and accurately
557associated with appropriate pipeline segments. Verify that this
558reference system accounts for potential differences in unit (e.g.,
559between internal wheel count and close interval surveys). [ASME
560B31.8S, §4.5]
561
562C.3.c. 
563
564Verify that data from internal inspection tool runs and/or external
565corrosion direct assessment (baseline or reassessment) are integrated
566with data related to any encroachment or foreign line crossing on
567covered segments to define where potential indications of third party
568damage may exist in the covered segment. Verify also that this
569integration is being accomplished via a defined process, and that this
570process includes procedures for actions to be taken to respond to
571findings from this data integration. [§192.917(e)(1)]
528B31.8S, §4.5]. Data integration includes:
529i.      A common spatial reference system that allows association of data
530elements with accurate locations on the pipeline [ASME B31.8S, §4.5];
531ii.     Integration of ILI or ECDA results with data on encroachments or
532foreign line crossings in the same segment to define locations of
533potential third party damage [§192.917(e)(1)].
572534
573C.4. Risk Assessment
535C.3. Risk Assessment
574536
575537Verify that the operator has conducted a risk assessment that follows
576538ASME/ANSI B31.8S, section 5, and that considers the identified threats
577for each covered segment.  [§192.917(c)]
578[Note: Application of the risk assessment to prioritize the covered
579segments for the baseline assessment is covered in Protocol Area B,
580continual reassessments in Protocol Area F, and additional preventive
581and mitigative measures in Protocol Area H.]
582
539for each covered segment.  [§192.917(c)][Note: Application of the
540risk assessment to prioritize the covered segments for the baseline
541assessment is covered in Protocol Area B, continual reassessments in
542Protocol Area F, and additional preventive and mitigative measures in
543Protocol Area H.]
583544
584C.4.a. 
545C.3.a. 
585546
586Verify that the operator has identified the objectives for the risk
587assessment to establish the scope and approach for the risk
588assessment. [ASME B31.8S, §5.3]
589
590C.4.b. 
591
592Verify that the risk assessment process provides risk estimates that
593can be used to facilitate decisions to address specific risks along a
594pipeline or within a facility. [ASME B31.8S, §5.4]
547Verify that the operator’s risk assessment supports the following
548objectives [ASME B31.8S, §5.3, 5.4]:
549i.      prioritization of pipelines/segments for scheduling integrity
550assessments and mitigating action
551ii.     assessment of the benefits derived from mitigating action
552iii.    determination of the most effective mitigation measures for the
553identified threats
554iv.     assessment of the integrity impact from modified inspection
555intervals
556v.      assessment of the use of or need for alternative inspection
557methodologies
558vi.     more effective resource allocation
559vii.    facilitation of decisions to address risks along a pipeline or
560within a facility
595561
596C.4.c. 
562C.3.b. 
597563
598Verify that the risk assessment approach reflects one of the
599following, and is selected in accordance with the objectives of the
600risk assessment (different methods may be employed for different
601pipeline segments): [ASME B31.8S, §5.5]
602i. Subject matter experts (SMEs),
603ii. Relative assessment models,
604iii. Scenario-based models, or
605iv. Probabilistic models
564Verify that the operator utilizes one or more of the following risk
565assessment approaches [ASME B31.8S, §5.5]:
566i.      Subject matter experts (SMEs),
567ii.     Relative assessment models,
568iii.    Scenario-based models, or
569iv.     Probabilistic models
606570
607C.4.d. 
571C.3.c. 
608572
609573Verify that the risk assessment explicitly accounts for factors that
610574could affect the likelihood of a release and for factors that could
611575affect the consequences of potential releases, and that these factors
612576are combined in an appropriate manner to produce a risk value for each
613pipeline segment. [ASME B31.8S, §5.3]
614
615C.4.e. 
616
617If the operator is employing a prescriptive integrity management
618program, verify that the method chosen is capable of providing
619information to prioritize the initial segment integrity assessments.
620[ASME B31.8S, §5.6.1]
621
622C.4.f. 
623
624If the operator is pursuing a performance-based integrity management
625program, verify that the approach taken in the risk assessment is
626capable of addressing the broad range and complexity of input data
627that must be considered. [ASME B31.8S, §5.6.2]
628
577pipeline segment. [ASME B31.8S, 3.1, 3.3, 5.2,§5.3, 5.7(j)] Verify
578that the risk assessment approach includes the following
579characteristics:
580i.      The risk assessment approach contains a defined logic and is
581structured to provide a complete, accurate, and objective analysis of
582risk [ASME B31.8S, section 5.7(a)];
583ii.     The risk assessment considers the frequency and consequences of
584past events, using company and industry data [ASME B31.8S, section
5855.7(c)];
586iii.    The risk assessment approach integrates the results of pipeline
587inspections in the development of risk estimates [ASME B31.8S, section
5885.7(d)];
589iv.     The risk assessment process includes a structured set of weighting
590factors to indicate the relative level of influence of each risk
591assessment component [ASME B31.8S, section 5.7(i)];
592v.      The risk assessment process incorporates sufficient resolution of
593pipeline segment size to analyze data as it exists along the pipeline
594[ASME B31.8S, section 5.7(k)];
629595
630C.4.g. 
596C.3.d. 
631597
632Verify that adequate information (e.g., operating experience, previous
633assessment results) is available to support the type of risk
634assessment selected by the operator. [ASME B31.8S, §2.3.3]
635
636C.4.h. 
637
638Verify that the risk assessment plan calls for recalculating the risk
639for each segment to reflect the results from an integrity assessment
640or to account for mitigation actions. [ASME B31.8S, §5.11]
641
642C.4.i. 
643
644Verify that the operator integrates the risk assessment process into
645field reporting, engineering, facility mapping, and other processes as
598Verify that the operator’s process provides for revisions to the risk
599assessment if new information is obtained or conditions change on the
600pipeline segments. Verify that the provisions for change to the risk
601assessment address the following areas:
602i.      the risk assessment plan calls for recalculating the risk for each
603segment to reflect the results from an integrity assessment or to
604account for completed prevention and mitigation actions. [ASME B31.8S,
605§5.11, 5.7(c)]
606ii.     the operator integrates the risk assessment process into field
607reporting, engineering, facility mapping, and other processes as
646608necessary to ensure regular updates.  [ASME B31.8S, §5.4]
647
648C.5. Characteristics of an Effective Risk Assessment Approach
649
650Verify that the following characteristics are included in the
651operator’s risk assessment approach:  [ASME B31.8S, §5.7]
652
653
654C.5.a. 
655
656If the operator uses a SME approach to the risk assessment, verify
657that the assessments are thoroughly documented and that adequate
658structure is in place to provide assurance that the process will be
659reproducible. [ASME B31.8S, §5.7(a)]
609iii.    the integrity management plan calls for revision to the risk
610assessment process if pipeline maintenance or other activities
611identify inaccuracies in the characterization of the risk for any
612segments. [§192.917(c); ASME B31.8S, §5.12]
613iv.     the operator uses a feedback mechanism to ensure that the risk
614model is subject to continuous validation and improvement.
615[§192.917(c); ASME B31.8S, §5.7(f)]
660616
661C.5.b. 
617C.3.e. 
662618
663For the other risk assessment approaches, verify that the inputs,
664models, and results are thoroughly documented. [ASME B31.8S, §5.7(a)]
665
666C.5.c. 
667
668619Verify that adequate time and personnel have been allocated to permit
669620effective completion of the selected risk assessment approach. [ASME
670621B31.8S, §5.7(b)]
671622
672
673C.5.d. 
674
675Verify that the risk assessment takes into account the frequencies and
676consequences of relevant past events. Verify that the focus of the
677incorporation of operational data is on experience in the pipeline
678segment under assessment, or a similar assessment, and that steps are
679taken to ensure that any industry-wide data are used appropriately.
680[ASME B31.8S, §5.7(c)]
681
682
683C.5.e. 
684
685Verify that the risk assessment properly reflects previous actions
686taken to prevent releases or mitigate their consequences. [ASME
687B31.8S, §5.7(c)]
688
689C.5.f. 
690
691Verify that the risk assessment serves a predictive function by
692identifying threats not previously considered and, where data are
693available, by identifying trends in incidents or other
694integrity-related factors. [ASME B31.8S, §5.7(d)]
695
696C.5.g. 
697
698Verify that the risk assessment approach contains the necessary
699elements to allow the operator to perform "what-if" analyses, so that
700the effects of sensitive elements of the risk assessment and of
701potential changes to reduce risk can be explored effectively. [ASME
702B31.8S, §5.7(h)]
703
704C.5.h. 
705
706Verify that the structure exists to allow risk results to be ranked
707and compared in a manner that allows risk to serve as an objective
708input to the decision-making process. [ASME B31.8S, §5.5(c)(3)]
709
710C.5.i. 
711
712Verify that there is sufficient resolution in the segmentation of the
713pipeline for purposes of the risk assessment to support the analysis
714of data along the pipeline and to facilitate the location of local
715high-risk areas that may need immediate attention. [ASME B31.8S,
716§5.7(k)]
717
718C.5.j. 
719
720Verify that the approach incorporates appropriate criteria (i.e.,
721those listed in ASME B31.8S, §5.10) for eliminating from consideration
722a specific threat for a particular pipeline segment. [ASME B31.8S,
723§5.10]
724
725C.5.k. 
726
727Verify that there is adequate basis for any default values applied
728when data is missing or questionable. [ASME B31.8S, §5.7(e)]
729
730C.5.l. 
731
732Verify that weights assigned to threats and other elements that
733comprise the risk assessment are developed such that different levels
734of influence for different factors are captured. [ASME B31.8S,
735§5.7(i)]
736
737C.6. Validation of the risk assessment
623C.4. Validation of the Risk Assessment
738624
739Verify that the integrity management program includes provisions to
740validate the results of the risk assessments.  [§192.917(c); ASME
741B31.8S, §5.12]
625Verify that the integrity management program identifies and documents
626a process to validate the results of the risk assessments.
627[§192.917(c); ASME B31.8S, §5.12]
742628
743C.6.a. 
629C.4.a. 
744630
745Verify that the integrity management program has employed a specified
746process to validate the results of the risk assessment. This
747validation should include a check that the results appear to be
748logical and consistent with the operator’s and other industry
749experience. [§192.917(c); ASME B31.8S, §5.12]
631Verify that the validation process includes a check that the risk
632results are logical and consistent with the operator’s and other
633industry experience. [§192.917(c); ASME B31.8S, §5.12]
750634
751C.6.b. 
752
753Verify that the integrity management plan calls for revision to the
754risk assessment if pipeline maintenance or other activities identify
755inaccuracies in the characterization of the risk for that segment or
756other similar segments. [§192.917(c); ASME B31.8S, §5.12]
757
758C.6.c. 
759
760Verify that the results are further validated via actual inspections
761and evaluations of high- and low-risk pipeline segments to ensure that
762the methods are correctly characterizing the risks. [§192.917(c);
763ASME B31.8S, §5.12]
764
765C.6.d. 
766
767Verify that the operator uses a feedback mechanism to ensure that the
768risk model is subject to continuous validation and improvement.
769[§192.917(c); ASME B31.8S, §5.7(f)]
770
771C.7. Plastic Transmission Pipeline
635C.5. Plastic Transmission Pipeline
772636
773If the operator has plastic transmission lines, verify that the
637If the operator has plastic transmission pipelines, verify that the
774638operator assesses applicable threats to each covered segment of
775639plastic line.  [§192.917(d)]
776640
777C.7.a. 
641C.5.a. 
778642
779If the operator has plastic transmission lines, determine if the
643If the operator has plastic transmission lines, verify that the
780644information in sections 4 and 5 of ASME B31.8S and any unique threats
781have been considered when assessing the threats to each covered
782segment of plastic line.  [§192.917(d)]
645to the integrity of plastic pipe have been considered when assessing
646the threats to each covered segment of plastic pipeline.
647[§192.917(d)]
783648
784649D.01. ECDA Programmatic Requirements
785650
786651If the operator elects to use ECDA, verify that the operator develops
787652and implements an ECDA plan in accordance with §192.925.
788653
789
790654D.01.a. 
791655
792Verify that the operator developed a documented ECDA plan
793[§192.925(b)]
656Verify that the operator developed a documented ECDA plan, and
657developed procedures to implement the plan. [§192.925(b)]
794658
795659D.01.b. 
796660
797661Verify that the operator applies more restrictive criteria when
798662conducting ECDA for the first time on a covered segment.
799663[§§192.925(b)(1)(i), (b)(2)(i), & (b)(3)(i)]
800664
801665D.01.c. 
802666
803Verify that the operator establishes and follows procedures to
804implement the ECDA plan.  [§192.925(b)]
805
806D.01.d. 
807
808667Verify that the operator’s ECDA procedures have a process to address
809instances when pipeline coating damage is detected.  The procedures
810must provide for integrating the data from ECDA with other information
811from the data integration (§192.917 (b)) (See Protocol C.2 & Protocol
812C.3)  to evaluate the covered segment for the threat of third party
668pipeline coating indications.  The procedures must provide for
669integrating ECDA data with  encroachment and foreign line crossing
670data to evaluate the covered segment for the threat of third party
813671damage, and to address this threat as required by §192.917(e) (1) (See
814Protocol C.3). [§192.925 (b)]
672Protocol C.2 & C.3). [[§192.917(b) & (e) and §192.925 (b)]
815673
816D.01.e. 
817
818Verify that non-mandatory requirements in NACE RP0502 (i.e., "should"
819statements) are addressed by one of the following approaches:
820[§192.925(b)]
821i. Incorporated into the operator’s plan and implemented as
822recommended in the standard, or
823i. An equivalent alternative method for accomplishing the same
824objective is justified and implemented, or
825i. A documented justification is included in the plan that
826demonstrates the technical basis for not implementing NACE RP0502
827recommendations.
828
829674D.02. ECDA Pre-Assessment
830675
831676Verify that the ECDA Pre-assessment process complies with ASME B31.8S
832677§6.4 and NACE RP0502-2002 to (1) determine if ECDA is feasible for the
833678pipeline to be evaluated, (2) identify ECDA regions and (3) select
834679Indirect Inspection Tools. [§192.925(b)(1)]
680
835681
836682D.02.a. 
837683
838684Verify that the operator *identifies and collects adequate data* to
839685support ECDA pre-assessment.  [NACE RP0502 §3.2]
840686
841687D.02.b. 
842688
843689Verify that the operator conducts an ECDA *feasibility assessment* by
844690integrating and analyzing the data collected.  [NACE RP0502 § 3.3]
845691
692
846693D.02.c. 
847694
848695Verify that the operator complies with all requirements for
849696appropriate indirect inspection *tools selection*: [NACE RP0502 § 3.4
850& Table 2, & 192.925(b)(1)(ii)] [P, I]
697& Table 2, & 192.925(b)(1)(ii)]
851698i. A minimum of 2 complementary tools must be selected such that the
852699strengths of one tool compensate for the limitations of the other
853700tool.  (Note:  The operator must consider whether more than two
854701indirect inspection tools are needed to reliably detect corrosion
855702activity.)
856703ii. Tools are able to assess and reliably detect corrosion activity
857and or coating holidays.
704and/or coating holidays.
858705iii. Verify that the operator documents the basis for its tool
859706selection.
860707iv. If the operator utilizes an indirect inspection method not listed
861708in Appendix A of NACE RP0502 verify that the operator justifies and
862709documents the method’s applicability, validation basis, equipment
863710used, application procedure, and utilization of data.
864711[§192.925(b)(1)(ii)]
865712
866713D.02.d. 
867714
868715Verify that the operator *identifies ECDA Regions* based on the use of
869716data integration results applied to specified criteria.  [NACE RP0502
870717§3.5]
871718
872719D.03. ECDA Indirect Examination
873720
874721Verify that the ECDA Indirect Examination process complies with ASME
875722B31.8S, Section 6.4 and NACE RP 0502-2002 Section 4 to identify and
876characterize the severity of coating faults, other anomalies, and
877areas at which corrosion activity may have occurred or may be
878occurring.  [§192.925(b)(2)]
723characterize the severity of coating fault indications, other
724anomalies, and areas at which corrosion activity may have occurred or
725may be occurring, and establish priorities for excavation.
726[§192.925(b)(2)]
879727
880728D.03.a. 
881729
882730Verify that the operator *conducts indirect examination measurements*
883731in accordance with NACE RP0502, §4.2.
884732i. Verify that the operator identifies and clearly marks the
885733boundaries of each ECDA region. [NACE RP0502 §4.2.1]
886i. Verify that the operator performs indirect inspections over the
734ii. Verify that the operator performs indirect inspections over the
887735entire lengths of each ECDA region and that the inspections conform to
888736generally accepted industry practices.  [NACE RP0502 §4.2.2]
889i. Verify that the operator specifies and follows generally accepted
737iii. Verify that the operator specifies and follows generally accepted
890738industry practices for conducting ECDA indirect inspections and
891739analyzing results.  [NACE RP0502 §4.2.2]
892i. Verify that the operator specifies the physical spacing of readings
893(and the practices for changing the spacing as needed) such that
894suspected corrosion activity on the segment can be detected and
740iv. Verify that the operator specifies the physical spacing of
741readings (and the practices for changing the spacing as needed) such
742that suspected corrosion activity on the segment can be detected and
895743located. [NACE RP0502 §4.2.3]
896744
897745D.03.b. 
898746
899Verify that the operator properly *aligns indications and compares the
900data* from each indirect examination in accordance with NACE RP0502
901§4.3.
747Verify that the operator properly aligns indications and compares the
748data from each indirect examination to characterize both the severity
749of indications and urgency for direct examination in accordance with
750NACE RP0502 §§4.3 & 5.2.
902751i. Verify the operator specifies criteria for identifying and
903752documenting those indications that must be considered for excavation
904753and direct examination.  Minimum criteria include
9057541. Known sensitivities of assessment tools
9061. The procedures for using each tool
9071. The approach to be used for decreasing the physical spacing of
7552. The procedures for using each tool
7563. The approach to be used for decreasing the physical spacing of
908757indirect assessment tool readings when the presence of a defect is
909758suspected. [§192.925(b)(2)(ii) & & NACE RP0502 §4.3.1.1]
910i. Verify that the operator specifies and applies criteria for
759ii. Verify that the operator specifies and applies criteria for
911760classification of the severity of each indication. [NACE RP0502
912761§4.3.2],
913i. Verify that the operator specified and applies criteria for
914defining the urgency level (i.e., immediate, scheduled, or monitored)
915with which excavation and direct examination of anomalies will be
916conducted. [§192.925(b)(2)(iii)]
917i. Verify that the operator considers the impact of spatial errors
7621. Verify that the operator considers the impact of spatial errors
918763when aligning indirect examination results. [NACE RP0502 §4.3.1.2]
919i. Verify that the operator compares the results from the indirect
7642. Verify that the operator compares the results from the indirect
920765inspections and determines the consistency of indirect inspections
921766results to resolve conflicting or differing indications by the primary
922767and secondary tools.  [NACE RP0502 §4.3.3]
923i. Verify that the operator compares indirect inspection results with
7683. Verify that the operator compares indirect inspection results with
924769pre-assessment results to confirm or reassess ECDA feasibility and
925770ECDA Region definitions. [NACE RP0502 §4.3.4]
771iii. Verify that the operator specified and applies criteria for
772defining the urgency level (i.e., immediate, scheduled, or monitored)
773with which excavation and direct examination of indications will be
774conducted based on the likelihood of current corrosion activity plus
775the extent and severity of prior corrosion. [§192.925(b)(2)(iii) &
776(iv) and  NACE RP0502 §5.2]
926777
927778D.04. ECDA Direct Examination
928779
929780Verify that the ECDA Direct Examination process complies with ASME
930B31.8S, Section 6.4 and NACE RP 0502-2002, Section 5 to:  (1)
931determine which indications from the indirect inspections are most
932severe, and (2) collect data to assess corrosion activity.  [NACE RP
9330502 §5.1.1 & §192.925(b)(3)]
781B31.8S, Section 6.4 and NACE RP 0502-2002, Section 5 to collect data
782to assess corrosion activity and remediate defects discovered.  [NACE
783RP 0502 §5.1.1 & §192.925(b)(3)]
934784
935785D.04.a. 
936786
937Verify that the operator establishes criteria for *prioritizing* the
938need for direct examination of each indication based on the likelihood
939of current corrosion activity plus the extent of severity of prior
940corrosion. [NACE RP0502 §5.2]
941
942D.04.b. 
943
944Verify that the operator performs *excavations and data collection* in
945accordance with NACE RP0502 §§5.3 and 5.4.
787Verify that the operator performs excavations and data collection in
788accordance with NACE RP0502 §§5.3, 5.4, 5.10, and 6.4.2.
946789i. Verify that the operator makes excavations based on priority
947790categories described in §5.2 of RP0502.  [NACE RP0502 §5.3.1]
948i. Verify that the operator identifies and implements minimum
791ii. Verify that the operator identifies and implements minimum
949792requirements for data collection, measurements, and recordkeeping, to
950793evaluate coating condition and significant corrosion defects at each
951794excavation location.  [NACE RP0502 §§5.3, 5.4 & Appendices A, B, and
952795C]
796iii.    Verify that the number and location of direct examinations
797complies with NACE RP0502 §§5.10 and 6.4.2
953798
954D.04.c. 
799D.04.b. 
955800
956Verify that the operator determines the *remaining strength* at
957locations where corrosion defects are found, and applies criteria for
958deciding what action should be taken if corrosion defects are
959discovered that exceed allowable limits or could reduce a pipeline’s
960integrity. [§192.925(b)(3)(ii), NACE RP0502 §§5.5, & 192.933]
801Verify that the operator determines the remaining strength at
802locations where corrosion defects are found. Any corrosion defects
803discovered during direct examinations must be remediated in accordance
804with §192.933.  [§192.925(b)(3)(ii), 192.933, & NACE RP0502 §§5.5]
961805
962D.04.d. 
806D.04.c. 
963807
964Verify that the operator identifies the *root cause* of all
965significant corrosion activity, [NACE RP0502 §5.6] and identifies and
966reevaluates all other indications that occur in the pipeline segment
967where similar root-cause conditions exist. [NACE RP0502 §5.9.3]
808Verify that the operator identifies the root cause of all significant
809corrosion activity, [NACE RP0502 §5.6] and identifies and reevaluates
810all other indications that occur in the pipeline segment where similar
811root-cause conditions exist. [NACE RP0502 §5.9.3]
968812i. Verify that the operator considers alternative methods of assessing
969813the integrity of the pipeline segment if the operator’s root cause
970814analysis uncovers problems for which ECDA is not well suited.  [NACE
971815RP0502 §5.6.2 & §192.925(b)(3)(ii)(b)]
972816
973D.04.e. 
817D.04.d. 
974818
975Verify that the operator *identifies and remediates, mitigates or
976precludes future external corrosion* resulting from significant root
977causes.  An operator must be able to demonstrate that the remediation
978of the condition will ensure that the condition is unlikely to pose a
979threat to the integrity of the pipeline until the next reassessment of
980the covered segment. [NACE RP0502 §5.7 & 192.933]
819Verify that the operator mitigates or precludes future external
820corrosion resulting from significant root causes.  [NACE RP0502 §5.7]
981821
982D.04.f. 
822D.04.e. 
983823
984824Verify that the operator performs an evaluation of the indirect
985825inspection data, the results from the remaining strength evaluation
986and root cause analysis to *evaluate the criteria and assumptions*
987used to: [NACE RP0502 §5.8]
826and root cause analysis to evaluate the criteria and assumptions used
827to: [NACE RP0502 §5.8]
828RP0502 §5.7 & 192.933]
988829i. Categorize the need for repairs,
989i. Classify the severity of individual indications,
990i. Establish priority categories for repair, and
991i. Classify the severity of indications.
830ii. Classify the severity of individual indications,
992831
993D.04.g. 
832D.04.f. 
994833
995834As appropriate, verify the basis upon which the operator may
996*reclassify and reprioritize* indications in accordance with any of
997the provisions that are specified in §5.9 of NACE RP0502-2002.
835reclassify and reprioritize indications in accordance with any of the
836provisions that are specified in §5.9 of NACE RP0502-2002.
998837[§192.925(b)(3)(iv)]
999838
1000D.04.h. 
839D.04.g. 
1001840
1002Verify that the *number and location of direct examinations* complies
1003with NACE RP0502 §5.10.
1004
1005D.04.i. 
1006
1007841Verify the operator establishes and implements criteria and internal
1008notification procedures for any *changes in the ECDA Plan*, including
842notification procedures for any changes in the ECDA Plan, including
1009843changes that affect the severity classification, the priority of
1010844direct examination, and the time frame for direct examination of
1011845indications.  [§§192.925(b)(3)(iii), 192.909, & 192.911(k)]
1012846
1013D.04.j. 
847D.04.h. 
1014848
1015Verify that the operator consider alternative methods for assessing
1016the impact of *defects other than external corrosion* (i.e.,
1017mechanical damage and stress corrosion cracking) discovered during
1018direct examination.  (See Protocol E)  [NACE RP0502 §5.1.5 & 192.933]
849Verify that the operator has a process to consider the use of
850assessment methods other than ECDA (i.e., ILI or Subpart J pressure
851test) to assess  the impact of defects other than external corrosion
852(e.g., mechanical damage and stress corrosion cracking) discovered
853during direct examination.  [NACE RP0502 §5.1.5 & 192.933]
1019854
1020855D.05. ECDA Post-Assessment
1021856
1022857Verify that the ECDA Post assessment process complies with ASME
1023858B31.8S, Section 6.4 and NACE RP 0502-2002, Section 6, to (1) define
1024859reassessment intervals and (2) assess the overall effectiveness of the
1025860ECDA process. [§§192.925(b)(4) & 192.939]
1026861
1027862D.05.a. 
1028863
1029864Verify that the operator determined *reassessment intervals* in
1030865accordance with NACE RP0502 §6.
1031866i. Verify the adequacy of the operators remaining life calculations.
1032867[NACE RP0502 §6.2]
1033i. Verify that the maximum re-assessment intervals for each region are
1034one half the calculated remaining life. [NACE RP 0502 §6.3]
868ii. Verify that the maximum re-assessment intervals for each region
869are one half the calculated remaining life. [NACE RP 0502 §§ 6.1.3 &
8706.3]
1035871
1036872D.05.b. 
1037873
1038Verify that the reassessment *intervals are adjusted* if required in
874Verify that the reassessment intervals are adjusted if required in
1039875accordance with special provisions in Subpart O, as follows:
1040876i. Verify that reassessment intervals do not exceed the maximum
1041877intervals (refer to Protocol F) established in §192.939, as follows:
10428781. 10 years for pipeline segments operating at SMYS levels greater
1043879than 50%
10448802. 15 years for those segments operating between 30 and 50% SMYS
10458813. 20 years for those segments operating below 30% SMYS
1046i. Verify that the operator specifies and applies criteria for
882ii. Verify that the operator specifies and applies criteria for
1047883evaluating whether conditions discovered by direct examination of
1048884indications in each ECDA region indicate a need for reassessment of
1049885the covered segment at an interval less than that specified in
1050886§192.939.  [§192.925(b)(4)(ii)]
1051887
1052888D.05.c. 
1053889
1054Refer to Protocol I to review the operator’s assessment of *ECDA
1055effectiveness*.  [§192.925(b)(4)(i), 192.945(b) & NACE RP0502 §6.4]
890Verify that performance measures for ECDA effectiveness have been
891defined and are monitored.  [§§192.925 & 192.945(b) & NACE RP0502,
892Section 6]
893i. Verify that at least one additional, randomly selected anomaly
894location has been excavated for process validation. [NACE RP0502,
895§6.4.2]
896ii. Verify that  additional criteria have been established and
897monitored to evaluate long-term program effectiveness such as those
898identified in § 6.4.3 of NACE RP0502. [§192.945(b) & NACE RP0502,
899§6.4.3]
1056900
1057901D.05.d. 
1058902
1059903Verify the operator’s process has incorporated feedback at all
1060904appropriate opportunities throughout the ECDA process to demonstrate
1061*feedback and continuous improvement*.  [192.907(a) & NACE RP0502
1062§6.5]
905feedback and continuous improvement.  [192.907(a) & NACE RP0502 §6.5]
1063906
1064907D.06. Dry Gas ICDA Programmatic Requirements
1065908
1066909If the operator elects to use ICDA, verify that the operator develops
1067910and implements an ICDA plan in accordance with §192.927.
1068911
1069912D.06.a. 
1070913
1071914Verify that the operator developed a documented ICDA plan
1072915[§192.927(c)]
1073916
1074917D.06.b. 
1075918
1076919Verify that the operator’s plan defines criteria to be applied in
1077920making key decisions (e.g., ICDA feasibility, ICDA Region
1078921identification, conditions requiring excavation) in implementing each
1079922stage of the ICDA process. [§192.927(c)(5)(i)]
1080923
1081924D.06.c. 
1082925
1083926Verify that the operator’s plan contains provisions for applying more
1084927restrictive criteria when conducting ICDA for the first time on a
1085928covered segment [§192.927(c)(5)(ii)]
1086929
1087930D.06.d. 
1088931
1089932Verify that the operator’s plan contains provisions for carrying out
1090933ICDA on the entire pipeline in which covered segments are present,
1091934except that application of the remediation criteria of 192.933 may be
1092935limited to covered segments. [§192.927(c)(5)(iii)]
1093936
1094937D.06.e. 
1095938
1096939Verify that the operator implements the ICDA plan.  [§192.927(c)]
1097940
1098D.06.f. 
1099
1100Evaluate the operator’s plan to verify that non-mandatory requirements
1101in ASME/ANSI B31.8S, section 6.4 and Appendix B2 (i.e., "should"
1102statements) are addressed by one of the following approaches:
1103[§192.927(b)]
1104i. Incorporated into the operator’s plan and implemented as
1105recommended in the standard, or
1106i. An equivalent alternative method for accomplishing the same
1107objective is justified and implemented, or
1108i. A documented justification is included in the plan that
1109demonstrates the technical basis for not implementing ASME B31.8S
1110recommendations.
1111
1112941D.07. Dry Gas ICDA Pre-Assessment
1113942
1114943For dry gas systems, verify that the operator gathers, integrates and
1115analyzes data and information to accomplish pre-assessment objectives.
1116[§192.927(c)(1) & ASME/ANSI B31.8S, §6.4.2 & Appendices A.2 & B.2]
944analyzes data and information to accomplish pre-assessment objectives
945and identify ICDA Regions.  [§192.927(c)(1)& (2), ASME/ANSI B31.8S,
946§6.4.2 & Appendices A.2 & B.2]
947
1117948
1118949D.07.a. 
1119950
1120951Verify that the operator collects, as a minimum, the following *data
1121952and information*:
1122953i. All data elements listed in ASME B31.8S Appendix A.2
1123954[§192.927(c)(1)(i)]
1124955i. Information needed to support use of a model to identify areas
1125956where internal corrosion is most likely, including locations of all 1)
1126957gas input and withdrawal points, 2) low points such as sags, drips,
1127958inclines, valves, manifolds, dead-legs, and traps, 3) elevation
1128959profile in sufficient detail for angles of inclination to be
1129960calculated, and 4) the range of expected gas velocities within the
1130961pipeline; [§192.927(c)(1)(ii)]
1131962i. Operating experience data that would indicate historic upsets in
1132963gas conditions, locations where these upsets have occurred, and
1133964potential damage resulting from these upset conditions
1134965[§192.927(c)(1)(iii)]
1135966i. Information where cleaning pigs may not have been used or where
1136967cleaning pigs may deposit electrolytes. [§192.927(c)(1)(iv)]
1137968
1138969D.07.b. 
1139970
1140971Verify that the operator integrates the data collected and uses the
1141*integrated data analysis* to evaluate and document the following:
972integrated data analysis to evaluate and document the following:
1142973i. Feasibility of performing ICDA on its pipe segments
1143974[§192.927(c)(1)]
1144i. Identification of ICDA Regions [§192.927(c)(1)]
1145i. Support use of a model to identify the locations along the pipe
975ii. Identification of all ICDA Regions and the location of each
976region. [§192.927(c)(1) & (2)]
977iii. Support use of a model to identify the locations along the pipe
1146978segment where electrolyte may accumulate [§192.927(c)(1)]
1147979i. Identify areas within the covered segment where liquids may be
1148980potentially entrained. [§192.927(c)(1)]
1149981
1150D.08. Dry Gas ICDA Regions
1151
1152For dry gas systems, verify that the operator identifies ICDA Regions
1153in which covered segments are located.  [§192.927(c)(2)]
1154
1155D.08.a. 
982D.07.c. 
1156983
1157Verify the operator’s plan uses the *model* in GRI 02-0057 ICDA of Gas
984Verify the operator’s plan uses the model in GRI 02-0057 ICDA of Gas
1158985Transmission Pipelines- Methodology (or equivalent acceptable model)
1159986to define critical pipe angle of inclination above which water film
1160987cannot be transported by the gas, and that the model considers, as a
1161988minimum: [§192.927(c)(2)]
1162989i. Changes in pipe diameter, [§192.927(c)(2)]
1163i. Locations where gas enters a line, [§192.927(c)(2)]
1164i. Locations down stream of gas draw-offs. [§192.927(c)(2)]
1165i. Other conditions that may result in changes in gas velocity.
1166
1167D.08.b. 
990ii. Locations where gas enters a line, [§192.927(c)(2)]
991iii. Locations down stream of gas draw-offs. [§192.927(c)(2)]
992iv. Other conditions that may result in changes in gas velocity.
993[§192.927(c)(2) & GRI 02-0057]
1168994
1169Verify the operator’s plan identifies and clearly documents where all
1170*ICDA Regions* are located.  [§192.927(c)(2)]
1171
1172D.09. Dry Gas ICDA Direct Examination
995D.08. Dry Gas ICDA Direct Examination
1173996
1174997For dry gas systems, verify that the operator (1) identifies locations
1175998where internal corrosion is most likely in each ICDA region and (2)
1176performs direct examinations of those locations. [§192.927(c)(3)]
999performs direct examinations of those locations. [§192.927(b)&
1000192.927(c)(3), ASME B31.8S §6.4 and Appendix B.2]
11771001
1178D.09.a. 
1002D.08.a. 
11791003
1180Verify the operator has *identified locations* where internal
1181corrosion is most likely to exist in each ICDA region and where
1182electrolyte accumulation is predicted. [§192.927(c)(3) & ASME B31.8S
1183§6.4.2 and Appendix B2.3]
1004Verify the operator has identified locations where internal corrosion
1005is most likely to exist in each ICDA region and where electrolyte
1006accumulation is predicted. [§192.927(c)(3) & ASME B31.8S §6.4.2 and
1007Appendix B2.3]
11841008
1185D.09.b. 
1009D.08.b. 
11861010
1187Verify the operator requires a *direct examination* for internal
1011Verify the operator requires a direct examination for internal
11881012corrosion using ultrasonic thickness measurements, radiography, or
11891013other generally accepted measurement technique of those covered
11901014segment locations where internal corrosion is most likely to exist,
11911015and includes as a minimum, the following:  [§192.927(c)(3) & ASME
1192B31.8S §6.4.2 and Appendix B2.4]
1193i. A minimum of 2 locations within each ICDA region within a covered
1194segment,
1195ii. At least one location must be the low point nearest the beginning
1196of the ICDA region and
1197iii. The second location must be further downstream within a covered
1198segment near the end of the ICDA Region.
1016B31.8S §6.4.2 and Appendices B2.3 & B2.4]
1017i. A minimum of two (2) locations within each ICDA region within a
1018covered segment,
10191.. At least one location must be the low point (e.g., sags, drips,
1020valves, manifolds, deadlegs, traps) nearest the beginning of the ICDA
1021region and
10222.. The second location must be further downstream within a covered
1023segment near the end of the ICDA Region (The end of the ICDA region is
1024the farthest downstream location where the ICDA model predicts
1025electrolytes could accumulate based on the critical angle of
1026inclination above which water film cannot be transported by the gas).
1027[§192.927(c)(2) & ASME B31.8S, Appendix B2.3]
11991028
1200D.09.c. 
1029D.08.c. 
12011030
1202*If corrosion exists* at any location directly examined, verify that
1203the operator:  [192.927(c)(3)]
1031If internal corrosion exists at any location directly examined, verify
1032that the operator:  [192.927(c)(3)]
12041033i. Evaluates the severity of the defect and remediates the defect per
12051034§192.933 (see Protocol E) [§192.927(c)(3)(i)], and
12061035i. Either performs additional excavations or performs additional
12071036assessment using an allowed alternative assessment method
12081037[§192.927(c)(3)(ii)], and
12091038i. Evaluates the potential for internal corrosion in all pipeline
12101039segments (both covered and non-covered) in the operator’s pipeline
12111040system with similar characteristics to the ICDA region containing the
12121041covered segment in which the corrosion was found and remediates the
12131042conditions per §192.933. [§192.927(c)(3)(iii)]
12141043
1215D.10. Dry Gas ICDA Post-Assessment
1044D.09. Dry Gas ICDA Post-Assessment
12161045
12171046For dry gas systems, verify that the operator performs post-assessment
12181047evaluation of ICDA effectiveness and continued monitoring of covered
12191048segments where internal corrosion has been identified.
12201049[§192.927(c)(4)]
12211050
1222D.10.a. 
1051D.09.a. 
12231052
12241053Verify the operator has a process for *evaluating the effectiveness*
12251054of ICDA as an assessment method and *determining reassessment
12261055intervals*. [§192.927(c)(4)(i) & ASME B31.8S Appendix B2.5]
12271056i. Verify that if corrosion is found in areas where the pipeline
12281057inclination is greater than the estimated critical inclination, that
12291058the operator re-evaluates the critical inclination angle and
12301059additional new areas are selected for direct examination. [ASME B31.8S
12311060Appendix B2.5]
1232i. Verify the operator’s process determines whether a segment must be
1061ii. Verify the operator’s process determines whether a segment must be
12331062reassessed at intervals more frequently than those specified in
12341063§192.939 using the largest defect most likely to remain in the covered
12351064segment as the largest defect discovered in the ICDA segment and
12361065estimating the reassessment interval as half the time required for the
12371066largest defect to grow to critical size.  Verify that this evaluation
12381067is to be carried out within one year of completion of the assessment.
1239[§192.927(c)(4)(i)]
1240i. Verify the operator’s reassessment intervals comply with the
1068[§192.927(c)(4)(i) & §192.939(a)(3)]
1069iii. Verify the operator’s reassessment intervals comply with the
12411070following maximum allowed intervals in accordance with 192.939 (see
12421071Protocol F). [§192.939(b)]
124310721. 10 years for segments operating at SMYS levels greater than 50%
124410731. 15 years for segments operating between 30 and 50% SMYS
124510741. 20 years for segments operating below 30% SMYS
12461075
1247D.10.b. 
1076D.09.b. 
12481077
1249Verify the operator *continually monitors* each covered segment where
1078Verify the operator continually monitors each covered segment where
12501079internal corrosion has been identified using techniques such as
12511080coupons, UT sensors or electronic probes, periodically drawing off
12521081liquids at low points and chemically analyzing them for corrosion
12531082products. [§192.927(c)(4)(ii)]
12541083i. Verify the operator has a process to determine the frequency for
12551084monitoring and liquid analysis based on all integrity assessments
12561085results conducted in accordance with 192 Subpart O and risk factors
12571086specific to the covered segment.  [§192.927(c)(4)(ii), ASME B31.8S
12581087Appendix A2.2]
1259
1260D.10.c. 
1261
1262Verify the operator’s process requires that *if any evidence of
1263corrosion products* is found in the covered segment, prompt action
1264must be taken including, as a minimum: [§192.927(c)(4)(ii)]
1265i. Remediate the conditions the operator finds in accordance with
1088ii. Verify the operator’s process requires that if any evidence of
1089corrosion products is found in the covered segment, prompt action must
1090be taken including, as a minimum: [§192.927(c)(4)(ii)]
10911. Remediate the conditions the operator finds in accordance with
12661092§192.933, and
1267i. Implement one of the two following required actions:  (1) Conduct
10932. Implement one of the two following required actions:  (1) Conduct
12681094excavations of covered segments at locations downstream from where the
12691095electrolyte might have entered the pipe, or (2) assess the covered
12701096segment using another integrity assessment method allowed by Subpart
12711097O.
12721098
1273D.11. Wet Gas ICDA Programmatic Requirements –
1099D.10. Wet Gas ICDA Programmatic Requirements –
12741100
12751101If the operator elects to use ICDA to assess a covered segment
12761102operating with electrolyte present in the gas stream (wet gas), verify
12771103that the operator develops and implements an ICDA plan in accordance
12781104with §192.927 which addresses the following. [§192.927(b)]
12791105
1280D.11.a. 
1106D.10.a. 
12811107
12821108Verify that the operator developed a documented ICDA plan which
12831109demonstrates how the operator will conduct ICDA on the entire pipeline
12841110in which covered segments are present to effectively address internal
12851111corrosion. [§192.927(c)]
12861112
1287D.11.b. 
1113D.10.b. 
12881114
12891115Verify the operator has provided notification to OPS of an ICDA wet
12901116gas "other technology" application in accordance with §192.921 (a) (4)
12911117or §192.937 (c) (4). [§192.927(b)]
12921118
1293D.12. SCCDA Data Gathering & Evaluation
1119D.11. SCCDA Data Gathering & Evaluation
12941120
12951121Verify that the operator’s SCCDA evaluation process complies with
12961122ASME/ANSI B31.8S, Appendix A3 in order to identify whether conditions
12971123for SCC of gas line pipe are present and to prioritize the covered
12981124segments for assessment.  [§192.929(b)(1)]
12991125
1300D.12.a. 
1126D.11.a. 
13011127
13021128Verify that the operator has a process to *gather, integrate, and
13031129evaluate data* for all covered segments to identify whether the
13041130conditions for SCC are present and to prioritize the covered segments
13051131for assessment.  [192.929(b)(1)]
13061132i. Verify that the operator’s gathers and evaluates data related to
13071133SCC at all sites it excavates during the conduct of its pipeline
13081134operations (not just covered segments) where the criteria indicate the
13091135potential for SCC. [192.929(b)(1) & ASME/ANSI B31.8S, Appendix A3.3]
13101136i. Verify that the data includes, as a minimum, the data specified in
13111137ASME/ANSI B31.8S, Appendix A3.
13121138i. Verify that the operator addresses missing data by either using
13131139conservative assumptions or assigning a higher priority to the
13141140segments affected by the missing data, as required by ASME/ANSI
13151141B31.8S, Appendix A3.2.
13161142
1317D.13. SCCDA Assessment, Examination, & Threat Remediation
1143D.12. SCCDA Assessment, Examination, & Threat Remediation
13181144
13191145Verify that covered segments (for which conditions for SCC are
13201146identified) are assessed, examined, and the threat remediated.
13211147[§192.929(b)(2)]
13221148
1323D.13.a. 
1149D.12.a. 
13241150
13251151Verify that, if conditions for SCC are present, that the operator
13261152*conducts an assessment* using one of the methods specified in
13271153ASME/ANSI B31.8S, Appendix A3.
13281154
1329D.13.b. 
1155D.12.b. 
13301156
13311157Verify that the operator’s plan specifies an acceptable *inspection,
13321158examination, and evaluation plan* using either the Bell Hole
13331159Examination and Evaluation Method (that complies with all requirements
13341160of ASME B31.8S Appendix A3.4 (a)) or Hydrostatic Testing (that
13351161complies with all requirements of A3.4 (b)).
13361162i. Verify, that the operator’s plan requires that for pipelines which
13371163have experienced an in-service leak or rupture attributable to SCC,
13381164that the particular segment(s) be subjected to a hydrostatic pressure
13391165test (that complies with ASME/ANSI B31.8S, Appendix A3.4 (b)) within
1340116612 months of the failure, using a documented hydrostatic retest
13411167program developed specifically for the affected segment(s), as
13421168required by ASME/ANSI B31.8S, Appendix A3.4.
13431169
1344D.13.c. 
1170D.12.c. 
13451171
13461172Verify that assessment results are used to determine *reassessment
13471173intervals* in accordance with §192.939(a)(3); (see Protocol F).
13481174[§192.939(a)(3)]
13491175
13501176E.1. Program Requirements for Discovery, Evaluation and Remediation Scheduling
13511177
13521178Verify that provisions exist to discover and evaluate all anomalous
13531179conditions resulting from integrity assessment and remediate those
1354which could reduce a pipeline’s integrity. [192.933(a)]
1180which could reduce a pipeline’s integrity. [§192.933(a)]
13551181
1356
13571182E.1.a. 
13581183
1359Verify a definition of discovery is provided. [192.933(b)]
1184Verify a definition of discovery is provided. [§192.933(b)]
13601185
13611186E.1.b. 
13621187
13631188Verify a requirement exists to document the actual date of discovery.
1364[192.933(b)]
1189[§192.933(b)]
13651190
13661191E.1.c. 
13671192
13681193Verify a requirement exists to develop a schedule that prioritizes
1369evaluation and remediation of anomalous conditions. [192.933(c)]
1194evaluation and remediation of anomalous conditions. [§192.933(c)]
13701195
13711196E.1.d. 
13721197
13731198If the operator desires to deviate from the timelines for remediation
1374as provided in Section 192.933 by demonstrating exceptional
1375performance, verify that the requirements of Section 192.913(b) have
1376been met and the safety of the covered segment is not jeopardized.
1377[192.913(c)(2)](See Protocol F.5)
1199as provided in §192.933 by demonstrating exceptional performance,
1200verify that the requirements of §192.913(b) have been met and the
1201safety of the covered segment is not jeopardized. [§192.913(c)(2)](See
1202Protocol F.5)
13781203
13791204E.2. Program Requirements for Identifying Anomalies
13801205
1381Inspect the operator’s program to verify that provisions exist to
1382identify anomalies requiring remediation as that meet any of the
1383criteria as: (1) Immediate repair conditions; (2) One-year conditions;
1384(3) Monitored conditions; or (4) Other conditions as specified in
1206Inspect the operator’s program to verify that provisions exist for the
1207classification and remediation of anomalies that meet the criteria
1208for: (1) Immediate repair conditions; (2) One-year conditions; (3)
1209Monitored conditions; or (4) Other conditions as specified in
13851210ASME/ANSI B31 8S, Section 7 . [§§ 192.933(c) & 192.933(d)]
13861211
13871212E.2.a. 
13881213
13891214Verify the program requires a temporary pressure reduction or the
13901215pipeline to be shut down upon discovery of all immediate repair
1391conditions. [192.933(d)(1)]
1216conditions. [§192.933(d)(1)]
13921217
13931218E.2.b. 
13941219
1395Verify the operator’s program implements the provisions of ASME/ANSI
1396B31.8S, Section 7 for immediate repair conditions. [192.933(d)(1)]
1397
1398E.2.c. 
1399
1400Verify provisions exist to identify any of the following as immediate
1401repair conditions:
1402* Calculated remaining strength indicates a failure pressure that is
1403less than or equal to 1.1 times MAOP;
1404* A dent having any indication of metal loss, cracking, or a stress
1405riser; or
1406* An indication or anomaly that is judged by the person designated by
1407the operator to evaluate assessment results as requiring immediate
1220Verify provisions exist to classify and categorize anomalies meeting
1221the following criteria:
1222i. Immediate Repair Conditions (Conditions requiring immediate
1223remediation actions)
12241. Calculated remaining strength indicates a failure pressure that is
1225less than or equal to 1.1 times MAOP; [192.933(d)(1)]
12262. A dent having any indication of metal loss, cracking, or a stress
1227riser; [192.933(d)(1)]
12283. An indication or anomaly that is judged by the person designated
1229by the operator to evaluate assessment results as requiring immediate
14081230action. [192.933(d)(1)]
1409
1410E.2.d. 
1411
1412Verify provisions exist to identify either of the following as an
1413anomaly requiring remediation within one year of discovery:
1414* A smooth dent located between the 8 and 4 o’clock positions (upper
12314. Metal-loss indications affecting a detected longitudinal seam if
1232that seam was formed by direct current or low-frequency electric
1233resistance welding or by electric flash welding; [ASME B31.8S, Section
12347.2.1]
12355. All indications of stress corrosion cracks; [ASME B31.8S, Section
12367.2.2]; or
12376. Any indications that might be expected to cause immediate or
1238near-term leaks or ruptures based on their known or perceived effects
1239on the strength of the pipeline. [ASME B31.8S, Section 7.2.3]
1240ii. One-Year Conditions (Conditions requiring remediation within one
1241year of discovery).     
12421. A smooth dent located between the 8 and 4 o’clock positions (upper
141512432/3 of the pipe) with a depth greater than 6% of the pipeline
1416diameter; or,
1417* A dent with a depth greater than 2% of the pipeline’s diameter, that
1418affects pipe curvature at a girth weld or at a longitudinal seam
1244diameter; [192.933(d)(2)] or,
12452. A dent with a depth greater than 2% of the pipeline’s diameter,
1246that affects pipe curvature at a girth weld or at a longitudinal seam
14191247weld. [192.933(d)(2)]
1420
1421E.2.e. 
1422
1423Verify provisions exist to classify any of the following conditions as
1424monitored conditions:
1425* A dent with a depth greater than 6% of the pipeline diameter located
1426between the 4 and 8 o’clock position (lower 1/3) of the pipe;
1427* A dent located between the 8 and 4 o’clock position (upper 2/3) of
1248iii. Monitored Conditions (Conditions which must be monitored until
1249the next assessment).
12501. A dent with a depth greater than 6% of the pipeline diameter
1251located between the 4 and 8 o’clock position (lower 1/3) of the pipe;
1252[192.933(d)(3)]
12532. A dent located between the 8 and 4 o’clock position (upper 2/3) of
14281254the pipe with a depth greater than 6% of the pipeline diameter, and
14291255engineering analysis to demonstrate critical strain levels are not
1430exceeded; or,
1431* A dent with a depth greater than 2% of the pipeline diameter, that
1256exceeded; [192.933(d)(3)]or,
12573. A dent with a depth greater than 2% of the pipeline diameter, that
14321258affects pipe curvature at a girth weld or a longitudinal seam weld,
14331259and engineering analysis of the dent and girth or seam weld to
1434demonstrate critical strain levels are not exceeded. [192.933(d)(3)]
1260demonstrate critical strain levels are not exceeded. [§192.933(d)(3)]
14351261
1436E.2.f. 
1262E.2.c. 
14371263
14381264Verify provisions exist to record and monitor anomalies that are
14391265classified as "monitored conditions" during subsequent risk or
14401266integrity assessments for any change in their status that would
1441require remediation. [192.933(d)(3)]
1267require remediation. [§192.933(d)(3)]
14421268
1443E.2.g. 
1269E.2.d. 
14441270
14451271Verify that program requirements exist to meet the provisions of
1446ASME/ANSI B31.8S, Section 7, Table 4 for scheduling and remediating
1447any other repair conditions that do not meet the classification
1448criteria of subitems E.2.c, d, and e above. [192.933(c)]
1272ASME/ANSI B31.8S, Section 7, Figure 4 for scheduling and remediating
1273any other threat conditions that do not meet the classification
1274criteria of E.2.b, above. [§192.933(c)]
14491275
14501276E.3.. Operator Response when Timelines for Evaluation and Remediation Cannot be Met
14511277
14521278Verify that provisions exist to respond appropriately when the
14531279operator is unable to meet time limits for evaluation and remediation.
1454[192.933(a)].
1280[§192.933(a)].
14551281
14561282E.3..a. 
14571283
14581284Verify a requirement exists to take a temporary operating pressure
14591285reduction or other action that ensures safety of the covered segment
14601286in the event the operator is unable to respond within the timeframes
1461required by 192.933. [192.933(a)]
1462
1463E.3..b. 
1464
1465Verify that, if pressure reduction is to be taken, a requirement
1466exists to determine the appropriate pressure reduction using ASME/ANSI
1467B31G, or "RSTRENG", or reduce pressure to a level not exceeding 80%
1468of the level at the time the condition was discovered. [192.933(a)]
1469
1470E.3..c. 
1471
1472Verify a requirement exists that a pressure reduction not continue for
1473greater than 365 days without provision of a documented justification
1474that the continued reduction will not jeopardize pipeline integrity.
1475[192.933(a)]
1287required by §192.933. [§192.933(a)]
1288i. Verify a requirement exists to determine the appropriate pressure
1289reduction using ASME/ANSI B31G, or "RSTRENG", or reduce pressure to a
1290level not exceeding 80% of the level at the time the condition was
1291discovered. [§192.933(a)]
1292ii. Verify a requirement exists that when a pressure reduction is to
1293exceed 365 days, a documented technical justification is developed
1294that demonstrates continuation of the reduction will not jeopardize
1295pipeline integrity. [§192.933(a)]
14761296
1477E.3..d. 
1297E.3..b. 
14781298
14791299Verify a requirement exists to document the justification, when a
14801300remediation activity cannot be completed within established timeframe
14811301requirements, that includes the reasons why the schedule cannot be met
14821302and the basis for why the changed schedule will not jeopardize public
1483safety. [192.933(c)]
1303safety. [§192.933(c)]
14841304
1485E.3..e. 
1305E.3..c. 
14861306
14871307Verify a requirement exists to notify OPS in accordance with Section
1488192.949 if it cannot meet the schedule and cannot provide a temporary
1489reduction in operating pressure or other action. [192.933(c)]
1490
1491E.3..f. 
1492
1493Verify a requirement exists to notify a State or local pipeline safety
1494authority as applicable when a remediation schedule cannot be met and
1495a temporary reduction in operating pressure or other action cannot be
1496taken. [192.933(c)]
1308192.949 or the State or local pipeline safety authority, if
1309applicable, when the operator cannot meet the schedule and cannot
1310provide a temporary reduction in operating pressure or other action.
1311[§192.933(c)]
14971312
14981313E.4.. Record Review for Discovery, Repair and Remediation Activities
14991314
15001315Inspect operator repair and remediation records to verify that
15011316remediation activities have been conducted in accordance with program
1502requirements. [192.933]
1317requirements. [§192.933]
15031318
15041319E.4..a. 
15051320
15061321Verify a prioritized schedule exists for evaluation and remediation of
15071322anomalies identified during assessment or reassessment activities.
1508(The prioritized schedule must document which of the criteria
1509specified in 192.933(d) and/or ASME/ANS B31.8S were used as the basis
1510for the schedule.  The prioritized schedule must also include the
1511schedule for assessing "monitored conditions." [192.933(c) &
1512192.933(d)]
1323The prioritized schedule must document which of the criteria specified
1324in §192.933(d) and/or ASME/ANS B31.8S were used as the basis for the
1325schedule.  [§§192.933(c) & 192.933(d)]
15131326
15141327E.4..b. 
15151328
15161329Verify anomaly discovery was documented within 180 days of completion
15171330of the assessment or reassessment, or else that compliance with the
1518180-day period was impracticable. [192.933(b)]
1331180-day period was impracticable. [§192.933(b)]
15191332
15201333E.4..c. 
15211334
15221335Verify any remediation activities taken are sufficient to ensure that
15231336the anomaly is unlikely to threaten the integrity of the pipeline
1524before the next scheduled reassessment. [192.933(a)]
1337before the next scheduled reassessment. [§192.933(a)]
15251338
15261339E.4..d. 
15271340
15281341Verify, for any immediate repair anomalies, a temporary pressure
15291342reduction is taken by the operator on the pipeline and the reduced
15301343pressure is determined in accordance with ASME/ANSI B31G, or
15311344"RSTRENG", or that the reduced pressure does not exceed 80% of the
1532level at the time the condition was discovered. [192.933(a)]
1345level at the time the condition was discovered. [§192.933(a)]
15331346
15341347E.4..e. 
15351348
15361349Verify immediate repair conditions have been evaluated and remediated
15371350on a
15381351schedule established in accordance with the provisions of ASME B31.8S,
1539Section 7. [192.933(d)(1)]
1352Section 7. [§192.933(d)(1)]
15401353
15411354E.4..f. 
15421355
15431356Verify any pressure reduction taken has not exceeded 365 days from the
15441357date of discovery unless a technical justification has been developed
15451358to demonstrate that continuation of the pressure reduction will not
1546jeopardize the integrity of the pipeline. [192.933(a)]
1359jeopardize the integrity of the pipeline. [§192.933(a)]
15471360
15481361E.4..g. 
15491362
15501363Verify that remediation activities were completed in accordance with
1551scheduled timeframes.  [192.933(c) & 192.933(d)]
1364scheduled timeframes.  [§§192.933(c) & 192.933(d)]
15521365
15531366E.4..h. 
15541367
1555For reassessments, verify that anomalies meeting any of the criteria
1556of 192.933(d)(3) as "monitored conditions" during previous integrity
1557assessments are analyzed to identify any change that may require
1368Verify that anomalies meeting any of the criteria of 192.933(d)(3) as
1369"monitored conditions" are evaluated during subsequent risk and
1370integrity assessments to identify any change that may require
15581371remediation and that any required remediation is scheduled and
15591372implemented in accordance with the applicable requirements of 192.933
1560and ASME B31.8S [192.933(d)]
1373and ASME B31.8S [§192.933(d)]
15611374
15621375E.4..i. 
15631376
15641377Verify any remediation activities that have not been completed in
1565accordance with 192.933 timeframes, and the operator has not provided
1378accordance with §192.933 timeframes, and the operator has not provided
15661379safety through a temporary pressure reduction, have been reported to
15671380OPS and appropriate State or local authorities in accordance with the
1568requirements of Section 192.933(c) of the rule. [192.933(c)]
1381requirements of §192.933(c) of the rule. [§192.933(c)]
15691382
15701383F.1. Periodic Evaluations
15711384
15721385Verify the operator conducts a periodic evaluation of pipeline
15731386integrity based on data integration and risk assessment to identify
15741387the threats specific to each covered segment and the risk represented
15751388by these threats. [§192.917, 192.937(b)]
15761389
15771390F.1.a. 
15781391
15791392Verify that periodic evaluations are conducted based on a data
15801393integration and risk assessment of the entire pipeline as specified in
15811394§192.917.  The evaluation must consider the following: [§192.937(b),
15821395192.917]
15831396i. Past and present assessment results
15841397ii. Data integration and risk assessment information [§192.917]
15851398iii. Decisions about remediation [§192.933]
15861399iv. Additional preventive and mitigative actions [§192.935]
15871400
15881401F.1.b. 
15891402
15901403Verify that periodic evaluations of data are thorough, complete, and
15911404adequate for establishing reassessment methods and schedules.
15921405[§192.937(b)]
15931406
15941407F.1.c. 
15951408
15961409Verify that an appropriate interval is established for performing
1597required re-evaluations of threats and pipeline conditions following
1598completion of the baseline assessment. [§192.937(b)]
1410required periodic evaluations of threats and pipeline conditions
1411following completion of the baseline assessment. [§192.937(b)]
15991412
16001413F.1.d. 
16011414
16021415Verify that the operator periodically reviews the evaluation results
16031416to determine if the new information warrants changes to reassessment
16041417intervals and/or methods, and makes changes as appropriate. [§192.937]
16051418
16061419F.2. Reassessment Methods
16071420
16081421Verify that the approach for establishing the reassessment method is
16091422consistent with the requirements in §192.937(c). [§192.937(c),
16101423192.941]
16111424
16121425F.2.a. 
16131426
16141427Verify that one or more of the following assessment methods (depending
16151428on the applicable threats) are specified:
1616i. An internal inspection tool capable of detecting corrosion and any
1617other threats to which the covered segment is susceptible.  The
1618process must follow ASME/ANSI B31.8S, Section 6.2 in selecting the
1619appropriate inspection tool. [§192.937(c)(1)]
1429i. An internal inspection tool(s) capable of detecting corrosion and
1430any other threats that the operator intends to address using this
1431tool(s).  The process must follow ASME/ANSI B31.8S, Section 6.2 in
1432selecting the appropriate inspection tool. [§192.937(c)(1)]
16201433ii. A pressure test conducted in accordance with subpart J.  An
16211434operator must use the test pressures specified in Table 3 of section 5
16221435of ASME/ANSI B31.8S, to justify an extended reassessment interval in
16231436accordance with 192.939.  Pressure test is appropriate for threats as
1624defined in AMSE/ANSI B31.8S, section 6.3. [§192.937(c)(2)]
1437defined in ASME/ANSI B31.8S, section 6.3. [§192.937(c)(2)]
16251438iii. Direct assessment – refer to Protocol D. [§192.937(c)(3)]
16261439iv. Other technology that an operator demonstrates can provide an
16271440equivalent understanding of the condition of the pipe.  If other
16281441technology is the method selected, the process should require that the
16291442operator notify OPS at least 180 days before conducting the
16301443assessment, in accordance with 192.949.  Also, verify that
16311444notification to a State or local pipeline safety authority is required
16321445when either a covered segment is located in a State where OPS has an
16331446interstate agent agreement, or an intrastate covered segment is
16341447regulated by that State. [§192.937(c)(4)]
16351448v. Confirmatory direct assessment when used on a covered segment that
16361449is scheduled for a reassessment period longer than seven years.  Refer
16371450to Protocol G. [§192.937(c)(5)]
16381451vi. If the operator is using "low stress reassessment" method,
16391452evaluate the process using protocol question F.3.
16401453
16411454F.2.b. 
16421455
16431456Review the methods selected for reassessments and verify that they are
16441457appropriate for the identified threats.
16451458
16461459F.3. Low Stress Reassessment
16471460
16481461For pipelines operating at < 30% SMYS, the operator may choose to use
16491462a "low stress reassessment" method to address threats of external and
16501463internal corrosion.  If this method is used, verify that the operator
16511464addresses the following requirements [§192.941]:
16521465
16531466F.3.a. 
16541467
16551468Verify that the operator completes a baseline assessment on the
16561469covered segment prior to implementing the "low stress reassessment"
16571470method. [§192.941(a)]
16581471
16591472F.3.b. 
16601473
16611474If used to address external corrosion, verify that the operator has
16621475incorporated the following:
16631476i. If the pipe is cathodically protected, electrical surveys (i.e.,
16641477indirect examination tool/method) must be performed at least every 7
16651478years.  The operator must use the results of each survey as part of an
16661479overall evaluation of the cathodic protection and corrosion threat
16671480for covered segments.  This evaluation must consider, at a minimum,
16681481the leak repair and inspection records, corrosion monitoring records,
16691482exposed pipe records, and the pipeline environment. [§192.941(b)(1)]
16701483ii. If the pipe is unprotected or cathodically protected where
16711484electrical surveys are impractical, the operator must require (1) the
16721485conduct of leakage surveys as required by 192.706, at 4-month
16731486intervals; and (2) the identification and remediation of areas of
16741487active corrosion every 18 months by evaluating leak repair and
16751488inspection records, corrosion monitoring records, exposed pipe
16761489records, and the pipeline environment. [§192.941(b)(1)]
16771490
16781491F.3.c. 
16791492
16801493If used to address internal corrosion, verify that the operator has
16811494incorporated all of the following:
16821495i.  Gas analysis for corrosive agents must be performed at least once
16831496each calendar year. [§192.941(c)(1)]
16841497ii. Periodic testing of fluids removed from the segment must be
16851498conducted.  At least once each calendar year the operator must test
16861499the fluids removed from each storage field that may affect a covered
16871500segment. [§192.941(c)(2)]
16881501iii. At least every seven (7) years, the operator must integrate data
16891502from the analysis and testing required by c.i and c.ii above with
16901503applicable internal corrosion leak records, incident reports, and test
16911504records, and define and implement appropriate remediation actions.
16921505[§192.941(c)(3)]
16931506
16941507F.4. Reassessment Intervals
16951508
16961509Verify that the requirements for establishing the reassessment
16971510intervals are consistent with section §192.939 and ASME B31.8S. [§
16981511192.937(a), 192.939(a), 192.939(b), 192.913(c), ASME B31.8S-2001,
16991512section 5, Table 3]
17001513
17011514F.4.a. 
17021515
17031516Verify that the operator reassesses covered segments on which a
17041517baseline assessment was conducted during the baseline period specified
17051518in subpart 192.921(d) by no later than seven years after the baseline
17061519assessment of that covered segment unless the reassessment evaluation
17071520(refer to question F.1) indicates an earlier reassessment.
17081521[§192.937(a)]
17091522
17101523F.4.b. 
17111524
17121525For pipelines operating at or above 30% SMYS, verify that the operator
17131526meets the following requirements:
17141527i. If the operator establishes a reassessment interval greater than
17151528seven (7) years, a confirmatory direct assessment (refer to Protocol
1716G) must be performed at seven (7) year intervals followed by a
1717reassessment at the interval established by the operator (refer
1718below). [§192.939(a)]
1529G) must be performed at intervals not to exceed seven (7) years
1530followed by a reassessment at the interval established by the operator
1531(refer below). [§192.939(a)]
17191532ii. Unless a deviation is permitted under 192.913(c), the maximum
17201533reassessment interval shall not exceed the values listed in the
17211534192.939(b) table. [§192.937(a)]
17221535iii. If the reassessment method is a pressure test, ILI, or other
17231536equivalent technology, the interval must be based on either: (1) the
17241537identified threat(s) for the covered segment (see §192.917) and on the
17251538analyses of the results from the last integrity assessment, and a
17261539review of data integration and risk assessment; or (2) using the
17271540intervals specified for different stress levels of pipeline listed in
1728AMSE/ANSI B31.8S, section 5, Table 3. An operator must use the test
1541ASME/ANSI B31.8S, section 5, Table 3. An operator must use the test
17291542pressures specified in Table 3 of section 5 of ASME/ANSI B31.8S, to
17301543justify an extended reassessment interval in accordance with §192.939.
17311544[§192.939(a)(1)]
17321545iv. If the reassessment method is external corrosion direct
17331546assessment, internal corrosion direct assessment, or SCC direct
17341547assessment refer to Protocol D for evaluating the operator’s interval
17351548determination.
17361549
17371550F.4.c. 
17381551
17391552For pipelines operating < 30% SMYS, verify that the operator selects
17401553one of the following reassessment approaches:
17411554i. Reassessment by pressure test, internal inspection or other
17421555equivalent technology following the requirements in paragraph
17431556192.939(a)(1) except that the stress level referenced in
17441557192.939(a)(1)(ii) would be adjusted to reflect the lower operating
17451558stress level.  However, if an established interval is more than seven
17461559(7) years, the operator must conduct at seven (7) year intervals
17471560either a confirmatory direct assessment in accordance with 192.931, or
17481561a low stress reassessment in accordance with 192.941. An operator
17491562must use the test pressures specified in Table 3 of section 5 of
17501563ASME/ANSI B31.8S, to justify an extended reassessment interval in
17511564accordance with §192.939.[§192.939(b)(1)]
17521565ii. Reassessment by external corrosion direct assessment, internal
17531566corrosion direct assessment, or SCC direct assessment.  Refer to
17541567Protocol D for evaluating the operator’s interval determination.
17551568[§192.939(b)(2), (b)(3), (b)(4)]
17561569iii. Reassessment by confirmatory direct assessment at seven year
17571570intervals in accordance with subpart 192.931, with reassessment by one
17581571of the methods listed in 192.939(b)(1) – (b)(3) by year 20 of the
17591572interval. [§192.939(b)(4)]
17601573iv. Reassessment by the "low stress method" at 7-year intervals in
17611574accordance with §192.941 with reassessment by one of the methods
17621575listed in 192.939(b)(1) through (b)(3) by year 20 of the interval.
17631576[§192.939(b)(5)]
17641577
17651578F.4.d. 
17661579
17671580Verify that a covered segment on which a prior assessment was credited
17681581as a baseline assessment under subpart 192.921(e) is required to be
17691582reassessed by no later than December 17, 2009. [§192.937(a)]
17701583
17711584F.4.e. 
17721585
17731586Verify that reassessment intervals are appropriate and that adequate
17741587documentation and technical bases support the intervals selected.
17751588
17761589F.5. Deviation From Reassessment Requirements
17771590
17781591If the operator elects to deviate from certain requirements listed in
17791592§192.913(c), verify that the operator uses a performance based
17801593approach that satisfies the requirements for exceptional performance
17811594as follows: [§192.913, ASME/ANSI B31.8S]
17821595
17831596F.5.a. 
17841597
17851598Verify that the operator has a performance based integrity management
17861599program that meets or exceeds the performance-based requirements of
17871600ASME/ANSI B31.8S and includes, at a minimum, the following elements:
17881601[§192.913(a)]
17891602i. A comprehensive process for risk analysis;
17901603ii. All risk factor data used to support the program;
17911604iii. A comprehensive data integration process;
17921605iv. A procedure for applying lessons learned from assessment of
17931606covered pipeline segments to pipeline segments not covered by this
17941607subpart;
17951608v. A procedure for evaluating every incident, including its cause,
17961609within the operator's sector of the pipeline industry for implications
17971610both to the operator's pipeline system and to the operator's
17981611integrity management program;
17991612vi. A performance matrix that demonstrates the program has been
18001613effective in ensuring the integrity of the covered segments by
18011614controlling the identified threats to the covered segments (Refer to
18021615Protocol I);
18031616vii. Semi-annual performance measures beyond those required in
18041617§192.943 that are part of the operator's performance plan. [See
18051618§192.911(i)]  Refer to Protocol I.
18061619viii. An analysis that supports the desired integrity reassessment
18071620interval and the remediation methods to be used for all covered
18081621segments.
18091622
18101623F.5.b. 
18111624
18121625Verify that the operator has completed at least two integrity
18131626assessments on each covered pipeline segment the operator is including
18141627under the performance-based approach and is able to demonstrate that
18151628each assessment effectively addressed the identified threats on the
18161629covered segments. [§192.913(b)(2)(i)]
18171630
18181631
18191632F.5.c. 
18201633
1821Verify the operator has remediated all anomalies identified in the
1822more recent assessment per the requirements of §192.933.
1634Verify the operator has remediated anomalies identified in the more
1635recent assessment per the requirements of §192.933.
18231636[§192.913(b)(2)(ii)]
18241637
18251638F.5.d. 
18261639
18271640Verify the operator has incorporated the results and lessons learned
18281641from the more recent assessment into the operator’s data integration
18291642and risk assessment. [§192.913(b)(2)(ii)]
18301643
18311644F.5.e. 
18321645
18331646Verify that deviations are allowed only for the timeframe for
1834reassessment as provide in §192.939 except that reassessment by some
1835method allowed by 192 (e.g., confirmatory direct assessment) must be
1836completed at intervals not to exceed seven (7) years. [§192.913(c)(1)]
1837
1838F.5.f. 
1839
1840Verify that deviations taken by the operator are appropriate, meet the
1841requirements of this subpart, and the bases are adequately
1842documented.
1647reassessment as provided in §192.939 except that reassessment by some
1648method allowed by Subpart O (e.g., confirmatory direct assessment)
1649must be completed at intervals not to exceed seven (7) years.
1650[§192.913(c)(1)]
18431651
18441652F.6. Waiver from Reassessment Interval
18451653
18461654Verify that the operator’s program requires that it apply for a
18471655waiver, should it become necessary, from the required reassessment
18481656interval.  The waiver request must demonstrate that the waiver is
18491657justified as specified in the rule.  Such a waiver request may only be
18501658made in the following limited situations: [§192.943]
18511659
18521660F.6.a. 
18531661
18541662Lack of internal inspection tools. [§192.943(a)(1)]
18551663
18561664F.6.b. 
18571665
18581666Cannot maintain local product supply. [§192.943(a)(2)]
18591667
18601668F.6.c. 
18611669
18621670Application must be made at least 180 days before the end of the
18631671required reassessment interval.  (Exception:  If local product supply
18641672issues make the 180 day submittal impractical, an operator must apply
18651673for the waiver as soon as the need for waiver becomes known).
18661674[§192.943(b)]
18671675
18681676F.7. Consideration of Environmental and Safety Risks
18691677
18701678Verify that the operator addresses requirements for conducting the
18711679reassessments in a manner that minimizes environmental and safety
18721680risks. [§192.911(o)]
18731681
18741682F.7.a. 
18751683
18761684Verify that precautions were implemented to protect workers, members
18771685of the public, and the environment from safety hazards (such as an
18781686accidental release of product) during reassessments. [§192.911(o)]
18791687
18801688G.1. Confirmatory Direct Assessment, CDA
18811689
18821690If using confirmatory direct assessment (CDA) as allowed in §192.937,
18831691verify that the operator’s integrity management plan meets the
18841692requirements of §192.931, §192.925 (ECDA) and §192.927 (ICDA).
18851693[§192.931]
18861694
18871695G.1.a. 
18881696
18891697Verify that the operator is applying CDA to identify damage resulting
18901698from external corrosion or internal corrosion only.  [§192.931(a)]
18911699
18921700G.1.b. 
18931701
18941702Verify that the operator’s CDA plan for external corrosion complies
18951703with all of the requirements contained in §192.925 (See Protocols D.1
1896~ D.5) with the following exceptions, [192.931(b)]
1704~ D.5) with the following exceptions, [§§192.931(b) & 192.925]
18971705i. The procedures for indirect examination may allow use of only one
18981706indirect examination tool suitable for the application
18991707i. The procedures for direct examination and remediation must provide
19001708that all immediate action indications and at least one scheduled
19011709action indication are excavated for each ECDA region.
19021710
19031711G.1.c. 
19041712
19051713Verify that the operator’s CDA plan for internal corrosion complies
19061714with all of the requirements contained in §192.927 (See Protocols D.6
1907~ D.10) except that procedures for identifying locations for
1908excavation may require excavation of only one high risk location in
1909each ICDA region.[§192.931(c)]
1715~ D.9) except that procedures for identifying locations for excavation
1716may require excavation of only one high risk location in each ICDA
1717region.[§§192.931(c) & 192.925]
19101718
19111719G.1.d. 
19121720
1913If any defect requiring remediation prior to the next scheduled
1914assessment is discovered when carrying out CDA, verify that the
1915operator schedules the next assessment in accordance with NACE
1916RP0502-2002, Section 6.2 and 6.3.  [§192.931(d)]
1721When using CDA carried out under §192.931(b) or (c), if an operator
1722discovers any defect requiring remediation prior to the next scheduled
1723assessment, verify that the operator evaluates the need to accelerate
1724the schedule for the next assessment.  If the schedule is
1725accelerated, verify that the new assessment scheduled is determined
1726using the methodology documented in NACE RP0502-2002, Section 6.2 and
17276.3.  [§192.931(d)]
19171728i. If the defect requires immediate remediation, verify the operator
19181729reduces pressure consistent with §192.933 (See Protocol E) until the
19191730operator has completed reassessment using one of the assessment
19201731techniques allowed in §192.937 (See Protocol F).  [§192.931(d)]
19211732
19221733H.1. General Requirements (Identification of Additional Measures)
19231734
19241735Verify that a process is in place to identify additional measures to
19251736prevent a pipeline failure and to mitigate the consequences of a
19261737pipeline failure in a high consequence area.  [§192.935(a)]
19271738
19281739H.1.a. 
19291740
19301741Verify that the process for identifying additional measures is based
19311742on identified threats to each pipeline segment and the risk analysis
19321743required by §192.917.  [Note: Protocol H.8 addresses the
19331744implementation decision process for additional preventive and
19341745mitigative measures.]  [§192.935(a)]
19351746
1936
19371747H.1.b. 
19381748
19391749Verify that additional measures evaluated by the operator cover a
19401750spectrum of alternatives such as, but not limited to, installing
19411751Automatic Shut-off Valves or Remote Control Valves, installing
19421752computerized monitoring and leak detection systems, replacing pipe
19431753segments with pipe of heavier wall thickness, providing additional
19441754training to personnel on response procedures, conducting drills with
19451755local emergency responders and implementing additional inspection and
19461756maintenance programs.  [§192.935(a)]
19471757
1948
19491758H.2. Third Party Damage
19501759
19511760Verify that the following preventive and mitigative requirements
19521761regarding threats due to third party damage have been addressed:
1762[§192.935(b)(1), §192.935(e)(1)]
19531763
19541764H.2.a. 
19551765
19561766Verify implementation of enhancements to the §192.614-required Damage
19571767Prevention Program with respect to covered segments to prevent and
19581768minimize the consequences of a release, and that the enhanced measures
19591769include, at a minimum: [Note: As noted in Protocol H.3 and Protocol
19601770H.4, a subset of these enhancements are required for pipelines
19611771operating below 30% SMYS and for plastic transmission pipelines.]
19621772[§192.935(b)(1)]
19631773i. Using qualified personnel (see Protocol L.2 - §192.915(c)) for work
19641774an operator is conducting that could adversely affect the integrity
19651775of a covered segment, such as marking, locating, and direct
19661776supervision of known excavation work.  [§192.935(b)(1)(i)]
19671777i. Collecting, in a central database, location-specific information on
19681778excavation damage that occurs in covered and non covered segments in
19691779the transmission system and the root cause analysis to support
19701780identification of targeted additional preventative and mitigative
19711781measures in the high consequence areas.  This information must include
19721782recognized damage that is not required to be reported as an incident
19731783under Part 191.  [§192.935(b)(1)(ii)]
19741784i. Participating in one-call systems in locations where covered
19751785segments are present.  [§192.935(b)(1)(iii)]
19761786i. Monitoring of excavations conducted on covered pipeline segments by
1977pipeline personnel.  When there is physical evidence of encroachment
1978involving excavation that the operator did not monitor near a covered
1979segment, verify that the area near the encroachment must be excavated
1980or that an above ground survey using methods defined in NACE
1981RP-0502-2002 must be conducted.  [§192.935(b)(1)(iv)]
1982i. Excavation and remediation in accordance with ANSI/ASME B31.8S and
1983§192.933 of any indication of coating holidays or discontinuities
1984warranting direct examination.  [§192.935(b) (1)(iv)]
19851. Verify use of acceptable repair methods per Table 4 of ANSI/ASME
1986B31.8S. [ANSI/ASME B31.8S Section 7.5]
19871. Verify use of documented repair procedures, and that all repairs
1988are made with materials and processes that are suitable for the
1989pipeline operating conditions and meet ASME B31.8 requirements.
1990[ANSI/ASME B31.8S Section 7.5]
1787pipeline personnel.  [§192.935(b)(1)(iv)]
17881. When there is physical evidence of encroachment involving
1789excavation that the operator did not monitor near a covered segment,
1790verify that the area near the encroachment must be excavated or that
1791an above ground survey using methods defined in NACE RP-0502-2002 must
1792be conducted.  [§192.935(b)(1)(iv)]
1793A. If an above ground survey is conducted, verify that any
1794indication of coating holidays or discontinuities warranting direct
1795examination must be excavated and remediated  in accordance with
1796ANSI/ASME B31.8S Section 7.5 and §192.933.  [§192.935(b)(1)(iv)]
19911797
19921798H.2.b. 
19931799
19941800If the threat of third party damage is identified by results of the
19951801§192.917(b) (Protocol C.2) and ASME/ANSI B31.8S Appendix A7 data
19961802integration processes, verify that comprehensive additional preventive
19971803measures are implemented.  [§192.917(e)(1)]
19981804
19991805H.3. Pipelines Operating Below 30% SMYS
20001806
20011807Verify that the following preventive and mitigative requirements for
2002pipelines operating below 30% SMYS have been addressed:
1808pipelines operating below 30% SMYS have been addressed: [§192.935(d)]
20031809
20041810H.3.a. 
20051811
20061812For pipelines operating below 30% SMYS located in a high consequence
20071813area:
2008
2009i.      Verify that the operator's processes to comply with previous
2010Protocol H.2.a.i and Protocol H.2.a.iii third party damage
2011requirements are applicable to these pipelines and are followed.
2012[§192.935(d), §192.935(d)(1)]
2013ii.     Verify that excavations near the pipeline are monitored, or
1814i.      Verify that the operator's processes for damage prevention program
1815enhancements include requirements for the use of qualified personnel
1816(see Protocol L.2 - §192.915(c)) for work an operator is conducting
1817that could adversely affect the integrity of a covered segment, such
1818as marking, locating, and direct supervision of known excavation work.
1819[§192.935(d), §192.935(d)(1)]  [Note: This requirement is also
1820contained in previous Protocol H.2.a.i for pipelines operating above
182130% SMYS.]
1822ii.     Verify that the operator's processes for damage prevention program
1823enhancements include participating in one-call systems in locations
1824where covered segments are present.  [§192.935(d), §192.935(d)(1)]
1825[Note: This requirement is also contained in previous Protocol
1826H.2.a.iii for pipelines operating above 30% SMYS.]
1827iii. Verify that excavations near the pipeline are monitored, or
20141828patrols are conducted of the pipeline at bi-monthly intervals as
20151829required by §192.705.  [§192.935(d), §192.935(d)(2)]
201618301. If indications of unreported construction activity are found,
20171831verify that required follow up investigations are conducted to
20181832determine if mechanical damage has occurred. [§192.935(d)(2)]
2019iii.    Verify that the operator’s processes to comply with Protocol
2020F.3.b (§192.941(b))requirements for a low stress external corrosion
2021reassessment are applicable to these pipelines and are followed.
2022[§192.935(d)]
2023iv.     Verify that the operator’s processes to comply with Protocol F.3.c
2024(§192.941(c))requirements for a low stress internal corrosion
2025reassessment are applicable to these pipelines and are followed.
2026[§192.935(d)]
20271833
20281834H.3.b. 
20291835
20301836For pipelines operating below 30% SMYS located in a class 3 or 4 area
20311837but not in a high consequence area:
2032
2033i.      Verify that the operator's processes to comply with previous
2034Protocol H.2.a.i and Protocol H.2.a.iii third party damage
2035requirements are applicable to these pipelines and are followed.
2036[§192.935(d), §192.935(d)(1), Table E.II.1]
2037ii.     Verify that excavations near the pipeline are monitored, or
1838i. Verify that the operator's processes for damage prevention program
1839enhancements include requirements for the use of qualified personnel
1840(see Protocol L.2 - §192.915(c)) for work an operator is conducting
1841that could adversely affect the integrity of a covered segment, such
1842as marking, locating, and direct supervision of known excavation work.
1843[§192.935(d), §192.935(d)(1), Table E.II.1]  [Note: This requirement
1844is also contained in previous Protocol H.2.a.i for pipelines
1845operating above 30% SMYS.]
1846ii. Verify that the operator's processes for damage prevention program
1847enhancements include participating in one-call systems in locations
1848where covered segments are present.  [§192.935(d), §192.935(d)(1),
1849Table E.II.1]  [Note: This requirement is also contained in previous
1850Protocol H.2.a.iii for pipelines operating above 30% SMYS.]
1851iii. Verify that excavations near the pipeline are monitored, or
20381852patrols are conducted of the pipeline at bi-monthly intervals as
20391853required by §192.705.  [§192.935(d), §192.935(d)(2), Table E.II.1]
204018541. If indications of unreported construction activity are found,
20411855verify that required follow up investigations are conducted to
20421856determine if mechanical damage has occurred. [§192.935(d)(2), Table
20431857E.II.1]
2044iii.    Verify that the operator performs semi-annual leak surveys
1858iv. Verify that the operator performs semi-annual leak surveys
20451859(quarterly for unprotected pipelines or cathodically protected pipe
20461860where electrical surveys are impractical). [§192.935(d)(3), Table
20471861E.II.1]
20481862
20491863H.4. Plastic Transmission Pipeline
20501864
20511865For plastic transmission pipelines, verify that applicable third party
20521866damage requirements have been applied to covered segments of the
20531867pipeline.  [§192.935(e)]
20541868
20551869H.4.a. 
20561870
2057Verify that the operator’s process to comply with previous Protocol
2058H.2.a.i, Protocol H.2.a.iii, Protocol H.2.a.iv, & Protocol H.2.a.v
2059applies to plastic transmission pipelines.  [§192.935(e)]
1871Verify that the operator’s processes for damage prevention program
1872enhancements include requirements for the use of qualified personnel
1873(see Protocol L.2 - §192.915(c)) for work an operator is conducting
1874that could adversely affect the integrity of a covered segment, such
1875as marking, locating, and direct supervision of known excavation work.
1876[§192.935(e)]  [Note: This requirement is also contained in previous
1877Protocol H.2.a.i for non-plastic pipelines operating above 30% SMYS.]
1878
1879H.4.b. 
1880
1881Verify that the operator's processes for damage prevention program
1882enhancements include participating in one-call systems in locations
1883where covered segments are present.  [§192.935(e)]  [Note: This
1884requirement is also contained in previous Protocol H.2.a.iii for
1885non-plastic pipelines operating above 30% SMYS.]
1886
1887H.4.c. 
1888
1889Verify that the excavations on covered segments are monitored by
1890pipeline personnel.  [§192.935(e)]  [Note: This requirement is also
1891contained in previous Protocol H.2.a.iv for non-plastic pipelines
1892operating above 30% SMYS.]
1893i. When there is physical evidence of encroachment involving
1894excavation that the operator did not monitor near a covered segment,
1895verify that the area near the encroachment must be excavated or that
1896an above ground survey using methods defined in NACE RP-0502-2002 must
1897be conducted.  [§192.935(e)]  [Note: This requirement is also
1898contained in previous Protocol H.2.a.iv for non-plastic pipelines
1899operating above 30% SMYS.]
19001. If an above ground survey is conducted, verify that any
1901indication of coating holidays or discontinuities warranting direct
1902examination must be excavated and remediated  in accordance with
1903ANSI/ASME B31.8S Section 7.5 and §192.933.  [§192.935(e)]  [Note: This
1904requirement is also contained in previous Protocol H.2.a.iv for
1905non-plastic pipelines operating above 30% SMYS.]
20601906
20611907H.5. Outside Force Damage
20621908
20631909Verify that the operator adequately addresses threats due to outside
20641910force (e.g., earth movement, floods, unstable suspension bridge).
20651911[§192.935(b)(2)]
20661912
20671913
20681914H.5.a. 
20691915
2070Verify that if the operator makes a determination that outside force
2071(e.g., earth movement, floods, unstable suspension bridge) is a threat
2072to the integrity of a covered segment (e.g., via Protocol C.1
2073activities), measures have been taken to minimize the consequences to
1916If the operator makes a determination that outside force (e.g., earth
1917movement, floods, unstable suspension bridge) is a threat to the
1918integrity of a covered segment (e.g., via Protocol C.1 activities),
1919verify that measures have been taken to minimize the consequences to
20741920the covered segment.  These measures include, but are not limited to,
20751921increasing the frequency of aerial, foot or other methods of patrols,
20761922adding external protection, reducing external stress, and relocating
20771923the line.  [§192.935(b)(2)]
20781924
20791925H.6. Corrosion
20801926
20811927Verify that the operator takes required actions to address corrosion
20821928threats.  [§192.917(e)(5)]
20831929
2084
2085
20861930H.6.a. 
20871931
2088Verify that the operator makes a determination if corrosion exists on
2089a covered pipeline segment that could adversely affect the integrity
2090of the line (conditions specified in §192.933).  [§192.917(e)(5)]
2091
2092i. If such corrosion is identified, then verify:
1932Verify that the operator makes a determination of whether or not
1933corrosion exists on a covered pipeline segment that could adversely
1934affect the integrity of the&