Congreso sobre Integridad en Instalaciones de Gas y Petróleo

1. Congreso sobre Integridad en Instalaciones de Gas y Petróleo

2. 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

3. NAG-100: “Normas argentinas mínimas de seguridad para el transporte y distribución de gas natural y otros gases por cañerías. La Norma fue emitida en el año 1993 por ENARGAS, e integra el Código NAG. En sus antecedentes se encuentran: 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).

4. ADENDA 1 (2010) a la NAG 100 (1993): Parte O 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 la Integridad de cañerías de Transporte de gases del Código Federal (EE.UU) Título 49, Parte 192. Código ASME/ANSI B31.8S

5. Proceso de consulta y discusión de la ADENDA I 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

6. PARTE O Sección 901: Alcance 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.

7. Sección 907: Implementación 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.

8. Sección 911: Elementos de un Programa de Gerenciamiento de Integridad

10. Sección 917: Programa de Amenazas de Integridad • 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

11. Sección 919: Plan de Evaluación Base 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

12. Sección 921: Evaluación Base • 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.

13. Sección 921: Evaluación Base • Prioridad de segmentos • Evaluación de amenazas particulares • Período • Evaluación de integridad previamente realizadas por el operador • Nuevas cañerías instaladas

14. Sección 923: Evaluación Directa y Detección de Amenazas • 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.

15. - 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.

16. Sección 925: Requerimientos para usar la Evaluación Directa de Corrosión Externa • 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.

17. Sección 927: Requerimientos para usar la Evaluación Directa de Corrosión Interna • 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.

18. Sección 929: Requerimientos para usar la Evaluación Directa con Corrosión Bajo Tensión • 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.

19. Sección 931: Utilización de la Evaluación Confirmatoria Directa • El operador debe tener un plan que satisfaga los siguientes requerimientos:

20. Sección 937: Proceso continuo de evaluación para mantener la integridad de la línea de transmisión • 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.

21. 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.

22. Sección 939: Intervalos de revaluación requeridos La siguiente tabla establece los intervalos máximos de revaluación

24. Sección 947: Registros a mantenerse 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:

26. Sección 949: Notificación del operador 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.