Congreso sobre Integridad en Instalaciones de Gas y

Petróleo

ADENDA 1 (2010) a la NAG 100 (1993) PARTE O“Gerenciamiento de la Integridad de

Líneas de Transmisión”

Expositor: Ing. Luis María Buisel - Gerente de Transmisión

Ing. Roberto Prieto - Gerente de Distribución

La Norma fue emitida en el año 1993 por ENARGAS, e

integra el Código NAG. En sus antecedentes

se encuentran:

Norma GE-N1-100 (Ex Gas del

Estado) “Normas Mínimas de

Seguridad para el Transporte y

Distribución de Gas Natural y otros

Gases por Cañerías”, basada en la

Parte 192 del Código Federal.

USA. Standard Code for Pressure

Piping - Gas Transmission and

Distribution Piping Systems – B 31.8,

cuyos requerimientos básicos fueron luego

adoptados por el Código Federal de

EE.UU (1968).

Esta Adenda, próxima a ser aprobada y puesta en vigencia por

ENARGAS, incluye la Parte O “Gerenciamiento de la integridad

de Líneas de Transmisión”, basada en:

Nuevos conceptos técnicos sobre laIntegridad de cañerías de Transportede gases del Código Federal (EE.UU)Título 49, Parte 192.

Código ASME/ANSI B31.8S

ENARGAS llevó adelante un amplio proceso (2008 y 2009) de discusión técnica y de consultas con las Licenciatarias de los Servicios Públicos de Transporte y Distribución de Gas por Redes, en un todo de acuerdo con las facultades y obligaciones que le han sido impuestas por:

Art. 52 de la Ley Nº 24.076

Anexo I, Capítulo XI, inciso 10 del Decreto Reglamentario Nº 1738/92

La Parte O prescribe los requerimientos mínimos para un programa de Gerenciamiento de integridad de las líneas

de transmisión de acero.

El cumplimiento de esta Parte O no exime al operador de la obligación de cumplir lo establecido en las otras secciones de la norma NAG-100.

PARTE OSección 901: Alcance

General: El operador debe desarrollar y seguir un

programa escrito de Gerenciamiento de la Integridad

acorde a la Sección 911, que puntualice el riesgo en cada

línea de transmisión incluyendo un plan de mejoras

continuas.

Implementación: Para llevar a cabo la Parte O, el

operador debe seguir los requerimientos de esta Sección y

del Código ASME/ANSI B31.8S y sus apéndices.

Identificación de todas las Áreas Sensibles.

Identificación de las amenazas sobre cada línea de transmisión

Plan de Evaluación Base que cumpla los requerimientos de esta Parte O.

Plan de Evaluación Directa de acuerdo con el tipo de amenaza detectada.

Previsiones para aquellas condiciones a ser remediadas, que fueran encontradas durante la evaluación de integridad.

Proceso de Evaluación Continua.

Si fuera aplicable, el proceso debe incluir un plan para la Evaluación Confirmatoria Directa.

Medidas preventivas y mitigatorias para proteger las Líneas de Transmisión.

Un plan basado en el resultado como el descripto en la Sección 9 del Código ASME/ANSI B31.8S

Previsiones para mantener registros de la Sección 947.

Un proceso de Gerenciamiento de los cambios, como de los procedimientos.

Un proceso de aseguramiento de calidad

Plan de comunicación que incluya los elementos de la Sección 10 del Código ASME/ANSI B31.8S

Proceso que asegure que cada evaluación de integridad minimice los riesgos de seguridad y ambientales.

Proceso para identificar nuevas Áreas Sensibles.

Procedimiento para proveer a la Autoridad Regulatoria una copia del Programa de Gerenciamiento de Integridad actualizado.

Identificación de Amenazas Dependientes del tiempo

Estáticas o residuales

Independientes del tiempo

Error humano

Recopilación e Integración de datos

Evaluación de riesgo (de acuerdo con la Sección 5 del Código ASME/ANSI B31.8S)

Evaluación de amenazas particulares Daños por terceros

Fatiga Cíclica

Defectos de manufactura y construcción

Cañerías con soldaduras por resistencia eléctrica de baja frecuencia (ERW)

Corrosión

Sección 917: Programa de Amenazas de Integridad

Identificar las amenazas potenciales

Identificar las Áreas Sensibles a lo largo de la Línea de Transmisión

Realizar un informe técnico, suscripto por el responsable de integridad, que justifique el/los métodos de evaluación seleccionados para manejar la amenaza identificada

Cronograma para completar las evaluaciones

Controlar los riesgos ambientales y de seguridad

Métodos de evaluación: El operador debe seleccionar el método ó

métodos que mejor se adapten para manejar las amenazas

identificadas → Utilización de herramientas de inspección interna capaces de detectar corrosión y cualquier otro tipo de amenaza.

→ Prueba de resistencia y hermeticidad en concordancia con la Parte J de esta Norma.

→ Un Plan de ED si fuera aplicable para manejar las amenazas de corrosión interna, externa y bajo tensión.

→ Tecnologías que el operador pueda comprobar que proporciona un conocimiento equivalente, asumiendo las responsabilidades de cambio y

notificando con antelación de 180 días.

Prioridad de segmentos Evaluación de amenazas particulares

Período

Evaluación de integridad previamente realizadas por el operador Nuevas cañerías instaladas

Año Porcentaje Acumulado %

2 20

3 40

4 60

5 80

6 100

General: El operador puede utilizar ED, como un método de evaluación primario ó como un suplemento a otros métodos. Identifica amenazas de: Corrosión externa (EDCE), interna (EDCI) y corrosión bajo tensión (EDCBT).

Método Primario: Un plan que cumpla:

- Sección 6.4 del Código ASME/ANSI B31.8S, Práctica Estándar ANSI/NACE SP 0502 y la Sección 925, si se trata de evaluar corrosión externa.

- Sección 6.4 y Apéndice B2 del Código ASME/ANSI B31.8S y la sección 927, si se trata de evaluar corrosión interna.

- Apéndice A3 del Código AMSE/ANSI B31. 8S y la sección 929, si se trata de evaluar corrosión bajo tensión.

Método Suplementario: El operador que use ED debe contar con un plan que cumpla con los requerimientos para la ECD de la Sección 931.

Proceso de cuatro pasos que contiene una pre-

evaluación, un examen indirecto, un examen

directo y una pos-evaluación para evaluar la amenaza de corrosión externa a la integridad de la cañería.

Proceso que identifica áreas a lo largo de la línea de transmisión donde pueda residir agua u otro

electrolito introducido por una condición no deseada. El proceso identifica corrosión interna causada por microorganismos, fluidos con CO2, O2, HS2 u otros contaminantes presentes en el Gas.

El operador debe desarrollar y seguir un plan que esté destinado a:

Reunión e integración de datos: Recolección de datos y evaluación de información de todas las regiones para identificar si las condiciones para CBT están presentes. Información especificada en el Apéndice A.3 del Código ASME/ANSI B31.8S.

Método de evaluación: método de integridad especificado en el Apéndice A.3 del Código ASME/ANSI B31.8S y remediar la amenaza de acuerdo con la Sección A.3.4.

El operador debe tener un plan que satisfaga los siguientes requerimientos:

Amenazas

Plan para corrosión externa

Plan para corrosión interna

Defectos que requieren remediaciones en el corto plazo

General: La revaluación se debe efectuar respetando los intervalos especificados en esta Norma (Sección 939) y no más allá de 7 años mediante una ECD luego de realizada la Evaluación Base, a no ser que la evaluación del párrafo b) de esta Sección indique una revaluación más temprana.

b) Evaluación: El operador debe conducir una evaluación periódica, cuya frecuencia se debe definir expresamente.

La evaluación debe considerar: los resultados de estudios de integridad pasados y presentes.

Métodos de Evaluación:

Herramientas de inspección interna ó capaces de detectar corrosión y cualquier otra amenaza.

Ensayo de resistencia y hermeticidad realizado de acuerdo con la Parte J de esta norma.

Un Plan de ED si fuera aplicable, para manejar las amenazas de corrosión interna, externa y corrosión bajo tensión.

Otra tecnología que el operador demuestre que pueda otorgar un conocimiento equivalente en la condición de la cañería.

La ECD se usa sobre una línea que está programada para revaluación en un período mayor a 7 años.

La siguiente tabla establece los intervalos máximos de revaluación

Sección 939: Intervalos de revaluación requeridos

El operador debe mantener para la vida útil de la línea los informes que demuestren el cumplimiento de los requerimientos de esta Parte O. Como mínimo el operador debe mantener los siguientes informes para revisar durante una auditoria:

Un programa de Gerenciamiento de integridad escrito de acuerdo con los requerimientos de la Sección 907

Documentos que acrediten la identificación de amenazas y la evaluación de riesgo

Un plan de Evaluación Base

Los documentos son desarrollados y utilizados para apoyar cualquier identificación, cálculo, reparación, modificación, justificación, desviación y determinación efectuada, y para cualquier acción tomada para implementar y evaluar los elementos del programa

Los documentos que demuestran que el personal tiene la formación necesaria y un entrenamiento adecuado

Los cronogramas requeridos, que priorizan las condiciones que se hayan encontrado durante la evaluación y remediación, incluyendo las justificaciones técnicas del cronograma

Los documentos para llevar a cabo lo requerido para un plan de ED

Los documentos para llevar a cabo los requerimientos de una ECD

Constancia de que el operador ha provisto la información necesaria en esta Parte O, a la Autoridad Regulatoria.

El operador debe brindar a la Autoridad Regulatoria cualquier notificación requerida en esta Parte O mediante la presentación de una nota de notificación suscripta por el profesional técnico responsable.