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
553