Secretaría de Energía
HIDROCARBUROS
Resolución 1460/2006
Apruébase el Reglamento Técnico de Transporte de Hidrocarburos Líquidos
por Cañerías, que se aplicará a los oleoductos, poliductos, terminales
marítimas e instalaciones complementarias, por los cuales se hubiera
otorgado una concesión en los términos de la Ley Nº 17.319 y el Decreto
Nº 44/1991
Bs. As., 24/10/2006
VISTO el Expediente Nº S01:0078257/2006 del Registro del MINISTERIO DE
PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS, el Decreto Nº 44
del 7 de enero del 991, y
CONSIDERANDO:
Que el Decreto Nº 44 del 7 de enero de 1991 estableció el marco
regulatorio del transporte de hidrocarburos por conductos y/o cualquier
otro servicio prestado por medio de instalaciones fijas y permanentes
vinculadas con dicho transporte.
Que la SECRETARIA DE ENERGIA, dependiente del MINISTERIO DE
PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS, en su carácter de
Autoridad de Aplicación del mencionado decreto, se halla facultada para
el dictado de la normativa técnica para el diseño, construcción,
operación y abandono de oleoductos, poliductos, terminales marítimas e
instalaciones complementarías, dedicadas al transporte de hidrocarburos
líquidos.
Que al respecto, se ha elaborado un Reglamento Técnico de Transporte de
Hidrocarburos Líquidos por Cañerías aplicable a oleoductos, poliductos,
terminales marítimas e instalaciones complementarias por los que se
hubiere otorgado una concesión de transporte.
Que la DIRECCION GENERAL DE ASUNTOS JURIDICOS del MINISTERIO DE
ECONOMIA Y PRODUCCION ha tomado la intervención que le compete, de
conformidad con lo establecido en el Artículo 9º del Decreto Nº 1142
del 26 de noviembre de 2003.
Que la presente resolución se dicta en uso de las facultades otorgadas
por el Artículo 7º incisos b) y g) del Decreto Nº 44 del 7 de enero de
1991.
Por ello,
EL SECRETARIO DE ENERGIA
RESUELVE:
Artículo 1º — Apruébase el Reglamento Técnico de Transporte de
Hidrocarburos Líquidos por Cañerías que se describe en el Anexo de la
presente resolución, el que se aplicará a los oleoductos, poliductos,
terminales marítimas e instalaciones complementarias, por los cuales se
hubiera otorgado una concesión de transporte en los términos de las
Secciones 4º y 5º de Ley Nº 17.319 y el Decreto Nº 44 del 7 de enero de
1991.
La presente reglamentación también será de Aplicación a los oleoductos
de captación que traspasaren los límites de la respectiva concesión de
explotación hacia una planta de tratamiento.
Art. 2º — Los concesionarios y operadores de las instalaciones a que se
refiere el artículo precedente, deberán cumplir con lo dispuesto en el
mencionado reglamento, sin perjuicio de la observancia de la normativa
específica de la SECRETARIA DE ENERGIA, dependiente del MINISTERIO DE
PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS, en materia de
plantas de almacenaje que resultare de aplicación.
Art. 3º — Las infracciones a la presente reglamentación, serán penadas
de acuerdo con lo dispuesto en el Capítulo V del Decreto Nº 44 del 7 de
enero de 1991, o aquella legislación que en el futuro lo sustituya.
Art. 4º — La presente resolución entrará en vigencia a partir de su publicación en el Boletín Oficial.
Art. 5º — Comuníquese, publíquese, dése a la Dirección Nacional del Registro Oficial y archívese. — Daniel O. Cameron.
ANEXO
REGLAMENTO TECNICO PARA EL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS POR CAÑERIAS (RTTHL)
INDICE
REGLAMENTO TECNICO PARA EL TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS POR CAÑERIAS (RTTHL)
INDICE
PREFACIO
INTRODUCCION
PROCEDIMIENTO DE REVISION DE ESTE REGLAMENTO TECNICO (RT)
CAPITULO I: ALCANCE Y DEFINICIONES
400 [ A ] y [ R ] INFORMACION GENERAL
Figura 400.1
400.1 [ R ] Alcance General
400.1.1 [ R ] Exclusiones del alcance de este Reglamento Técnico (RT)
400.2 [ A ] DEFINICIONES
CAPITULO II: DISEÑO
PARTE 1: CONDICIONES Y CRITERIOS
401 CONDICIONES DE DISEÑO
401.1 [A] Generalidades
401.2 Presión
401.2.2 [ A ] Presión de Diseño Interior
401.3 Temperatura
401.4 Influencias del Ambiente
401.5 [ A ] Efectos Dinámicos
401.5.1 Impacto
[ A ] 401.5.2 Viento
[ A ] 401.5.3 Sismos
401.5.4 Vibraciones
401.5.5 Subsidencias
401.5.6 [ A ] Olas y corrientes
401.6 Efectos del Peso
401.6.1 Cargas vivas
401.6.2 Cargas muertas.
TABLA [A] 401.6.2 (a) - Tapada mínima
401.7 Cargas de Expansión y Contracción Térmica
401.8 Movimientos Relativos de los Componentes Conectados con la Cañería
402 CRITERIOS DE DISEÑO
402.1 Generalidades
402.2 Series para los componentes de cañería en función de la Presión y Temperatura
402.3 Tensiones Admisibles y Otros Límites de Tensión
402.3.1 [ A ] y [ R ] Valores de Tensiones Admisibles
402.4 Tolerancias
402.4.1 [ A ] Corrosión
PARTE 2: DISEÑO DE COMPONENTES DE CAÑERIA SOMETIDOS A PRESION
403 CRITERIO PARA EL DISEÑO DE COMPONENTES DE CAÑERIA
404 PRESION DE DISEÑO DE LOS COMPONENTES
404.1 Caño Recto
404.1.1 General
TABLA [A] 404.1.1(a).
404.2 Segmentos Curvos de Cañería
404.3 Intersecciones
404.5 Presión de Diseño de Bridas
404.6 Reducciones
404.7 Presión de Diseño de Otros Componentes que Soportan Presión
PARTE 3: APLICACIONES DEL DISEÑO PARA LA SELECCION DE COMPONENTES DE CAÑERIA Y SUS LIMITACIONES.
405 CAÑO
405.2 Caño Metálico
406 ACCESORIOS, CODOS, CURVAS E INTERSECCIONES
406.1 Accesorios
406.2 Curvas, Ingletes y Codos
406.3 Cuplas
406.4 Reducciones
406.5 Intersecciones
406.6 [ A ] Tapas
407 VALVULAS
407.1 Generalidades
407.8 Válvulas Especiales
408 BRIDAS, CARAS DE BRIDAS, JUNTAS Y ESPARRAGOS
408.1 Bridas
408.3 Caras de Bridas
408.4 Juntas
408.5 Espárragos
409 MATERIALES Y ELEMENTOS USADOS
PARTE 4: SELECCION Y LIMITACIONES DE LAS UNIONES DE CAÑERIAS
411 UNIONES SOLDADAS
411.2 Soldadura a tope
412 UNIONES BRIDADAS
412.1 Generalidades
414 UNIONES ROSCADAS
414.1 Generalidades
418 MEDIACAÑAS, CUPLAS Y OTRAS UNIONES PATENTADAS
418.1 Generalidades
PARTE 5: EXPANSION, FLEXIBILIDAD, ACCESORIOS ESTRUCTURALES, SOPORTES Y RESTRICCIONES
419 EXPANSION Y FLEXIBILIDAD
419.1 Generalidades
419.5 [ A ] Flexibilidad
419.5.1 Recursos Para Proveer Flexibilidad.
419.6 [ R ] Propiedades
419.6.1 [ R ] Coeficiente de expansión térmica.
420 CARGAS SOBRE LOS ELEMENTOS QUE SOPORTAN CAÑERIA
420.1 Generalidades.
421 DISEÑO DE LOS ELEMENTOS DE SOPORTE DE CAÑERIA
421.1 Soportes, Abrazaderas y Anclajes.
PARTE 6: CAÑERIAS AUXILIARES Y OTRAS
422 REQUERIMIENTOS DE DISEÑO
422.3 Instrumentos y otras cañerías Auxiliares de Petróleo.
422.6 Cañería de alivio de Presión.
CAPITULO III: MATERIALES
423 MATERIALES - REQUERIMIENTOS GENERALES.
423.1 [ A ] y [ R ] Materiales y especificaciones aceptadas.
423.2 [ A ] Limitación de Materiales.
425 MATERIALES APLICADOS A PARTES MISCELANEAS
Tabla 423.1 Materiales normalizados
CAPITULO IV: REQUISITOS DIMENSIONALES.
426 REQUISITOS DIMENSIONALES PARA COMPONENTES DE CAÑOS NORMALIZADOS Y NO NORMALIZADOS.
426.1 Componentes de cañerías normalizados.
426.2 Componentes de cañerías no normalizados.
426.3 Roscas.
Tabla 426.1 Normas dimensionales.
CAPITULO V: CONSTRUCCION, SOLDADURAS Y MONTAJE
434 CONSTRUCCION
434.1 Generalidades.
434.2 [ A ] Inspección.
434.3 Derecho de paso
434.3.1. [ A ] Ubicación
TABLA [A] 434.3.1 Tabla de distancias de seguridad (en metros)
PROTECCION EXTRA O SOBREPROTECCION.
434.3.2 [ A ] Requerimientos de construcción
434.3.3 [ A ] Inspección y estaqueado o marcado
434.4 Manipuleo, transporte, desfile y almacenamiento
434.5 [ A ] Daños a elementos prefabricados y caños.
434.6 [ A ] Zanjeo.
434.7 Curvas, ingletes y codos.
434.7.1 Curvas confeccionadas a partir de caño.
434.7.2 Curvas a Inglete (Tipo miter)
434.7.3 [ A ] Curvas y codos confeccionados en fábrica.
434.8 Soldadura.
434.8.1 [ A ] Generalidades.
434.8.2 Procesos de soldadura y metal de aporte.
434.8.3 [ A ] Calificación de soldadores y procedimientos de soldadura.
434.8.4 Normas para soldaduras.
434.8.5 [ M ] Requerimientos de inspección y criterios de aceptación.
434.8.6 Tipos de soldadura, diseño de juntas y niples de transición.
434.8.7 Remoción o reparación de defectos.
434.8.8 Precalentamiento y temperatura entre pasadas.
434.8.9 Alivio de tensión.
434.9 Empalmes.
434.10 [ A ] Instalación del caño en la zanja.
434.11 [ A ] Relleno
434.12 [ A ] Restauración de la pista y limpieza.
434.13 [ A ] Cruces especiales.
434.13.1 Cruces de agua.
434.13.2 [ A ] Estructuras elevadas
434.13.3 [ A ] Instalación sobre puentes.
434.13.4 [ A ] Cruces de carreteras y vías férreas.
434.14 Construcción sobre tierra firme y aguas costeras.
434.15 Válvulas de bloqueo y aislamiento.
434.15.1 Generalidades.
434.15.2 Válvulas de la línea principal.
434.15.3 [ A ] Válvulas en la estación de bombeo, Playas de tanques y Terminales.
434.16 Conexiones a líneas principales.
434.17 [ A ] Trampas Scrapers.
434.18 Marcación de la línea principal.
434.19 Control de la corrosión.
434.20 Construcción de estaciones de bombeo, playa de tanques y terminales.
434.20.1 Generalidades.
434.20.2 Ubicación.
434.20.3 Instalación de edificios.
434.20.4 Equipo de bombeo y generador principal.
434.20.5 [ A ] Cañería de estación de bombeo, playa de tanques y terminales.
434.20.6 Equipo de control y protección.
434.20.7 [ A ] Protección contra el fuego.
434.21 Tanques para almacenamiento y trabajo.
434.21.1 Generalidades.
434.21.2 [ A ] Ubicación.
434.21.3 Tanques y almacenamiento tipo caño.
434.21.4 [ A ] Fundación.
434.21.5 [ A ] Diques y paredes contra fuego.
434.22 Instalación eléctrica.
434.22.1 Generalidades.
434.22.2 Cuidado y manipuleo de materiales.
434.22.3 Instalaciones.
434.23 Medición de líquido.
434.24 Separadores de Líquidos y Filtros.
435 Montaje de componentes de cañería.
435.1 Generalidades.
435.2 Uniones con espárragos.
435.3 Cañerías para las unidades de bombeo.
435.4 Colectores.
435.5 Cañería auxiliar para petróleo.
CAPITULO VI: INSPECCION Y PRUEBAS
436 INSPECCION
436.1 Generalidades
436.2 Inspectores
436.5 Tipo y alcance de los exámenes requeridos
436.5.1 Visual
436.5.2 Tipos de exámenes complementarios
436.6 Reparación de defectos
437 PRUEBAS
437.1 Generalidades
437.1.3 Pruebas de los ítems fabricados
437.1.4 Pruebas después de una nueva construcción
437.4 Prueba de Presión
437.4.1 [ A ] y [ R ] Prueba Hidráulica
TABLA [A] 437.4.1(a) - Factor de Prueba Hidráulica
437.4.3 Prueba de hermeticidad.
437.6 Ensayos de certificación
437.6.1 Examen Visual
437.6.2 Propiedades de flexión
437.6.3 Determinación del espesor de pared
437.6.4 Determinación del factor de junta de soldadura
437.6.5 Soldabilidad
437.6.6 Determinación de la tensión de fluencia
437.6.7 Tensión de fluencia mínima
437.7 Registro
437.7.1 Curvas confeccionadas a partir de caño
CAPITULO VII: PROCEDIMIETOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO
450 PROCEDIMIENTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO QUE AFECTAN LA SEGURIDAD DE LOS SISTEMAS DE TUBERIAS DE TRANSPORTE
450.1 Generalidades
450.2 [ A ] Planes y Procedimientos de Operación y Mantenimiento
451 OPERACION Y MANTENIMIENTO DE CAÑERIAS
451.1 [ A ] Máxima Presión de Operación Admisible (MAPO)
TABLA [A] 451.1( 1 ) Factores K para la determinación de la MAPO
451.2 Comunicaciones
451.3 Marcadores y carteles de la línea
451.4 Mantenimiento de Picada
451.5 Patrullaje
451.6 Reparación de Caños
451.6.c [ A ] Dispositivos de Seguridad Contra Sobre Presión y Sobrellenado
451.6.d [ A ] Programa de Prevención de daños
451.6.1 Generalidades
451.6.2 [ A ] Remoción de Defectos
451.6.3 Requerimientos de prueba de reparaciones para cañerías que
operan a un nivel de tensión superior al 20% de la Tensión Mínima de
Fluencia Especificada.
451.7 [ A ] Reducción de la Presión de Operación en Cañerías
451.8 [ R ] Mantenimiento de Válvulas
451.9 Cruces de vías o caminos sobre cañerías existentes.
451.10 Acometidas a plataformas en aguas interiores.
452 OPERACION Y MANTENIMIENTO DE ESTACIONES DE BOMBEO, TERMINALES Y PLAYAS DE TANQUES
452.1 Generalidades
452.2 Equipamiento de Protección y Control
452.3 Recipientes de Almacenamiento
452.4 Almacenamiento de Materiales Combustibles
452.5 Cercos Perimetrales
452.6 Señales
452.7 Prevención de Ignición Accidental
453 CONTROL DE LA CORROSION
454 PLAN DE EMERGENCIA
455 REGISTROS
456 CALIFICACION DE UNA CAÑERIA PARA OPERAR A UNA PRESION MAYOR
457 [ A ] DESAFECTACION Y ABANDONO DE INSTALACIONES
477 [ A ] MOVIMIENTO DE CAÑERIA
CAPITULO VIII: CONTROL DE LA CORROSION
460 GENERAL
461 CONTROL DE LA CORROSION EXTERNA PARA CAÑERIAS ENTERRADAS O SUMERGIDAS
461.1 Instalaciones Nuevas
461.1.1 [ R ] General
461.1.2 [ A ] Revestimiento Protector
461.1.3 Sistema de Protección Catódica
461.1.4 Aislación Eléctrica
461.1.5 [ R ] Puntos de Medición
461.1.6 Interferencia Eléctrica
461.2 Sistemas de Cañerías Existentes
461.3 [ A ] Monitoreo
462 CONTROL DE LA CORROSION INTERNA
462.1 Instalaciones Nuevas
462.2 Cañerías Existentes
462.3 Monitoreo
463 CONTROL DE LA CORROSION EXTERNA PARA CAÑERIAS EXPUESTAS A LA ATMOSFERA
463.1 Instalaciones Nuevas
463.2 Cañerías Existentes
463.3 Monitoreo
464 MEDIDAS CORRECTIVAS
465 REGISTROS
CAPITULO IX: SISTEMAS DE CAÑERIAS COSTA AFUERA PARA HIDROCARBUROS LIQUIDOS (Capítulo derogado por art. 6° de la Resolución N° 951/2015
de la Secretaría de Energía B.O. 04/11/2015. Vigencia: a partir de su
publicación en el BOLETIN OFICIAL DE LA REPUBLICA ARGENTINA)
(Nota Infoleg: por art. 2° de la Resolución N° 951/2015
de la Secretaría de Energía B.O. 04/11/2015 se establece que Reglamento
Técnico para el Transporte de Hidrocarburos Líquidos y Gaseosos por
Ductos Submarinos aprobado por el artículo 1° de la norma de referencia
reemplaza, para los oleoductos, poliductos y terminales marítimas, las
disposiciones del presente Capítulo, y toda otra disposición referida a
instalaciones costa afuera que pudiera estar contenida en este anexo.
Vigencia: a partir de su publicación en el BOLETÍN OFICIAL DE LA
REPÚBLICA ARGENTINA)
CAPITULO X [ A ]: PLAN DE GERENCIAMIENTO DE INTEGRIDAD PARTE 1: INTRODUCCION Y OBJETIVOS
501 INTRODUCCION
501.1 Generalidades
501.2 Propósitos y Objetivos
501.3 Elementos del Plan de Gerenciamiento de Integridad (PGI)
501.4 Requerimientos Generales del Plan de Gerenciamiento de Integridad (PGI).
501.5 Principios Guía
502 ALCANCE
502.1 Aplicación del PGI para operadores con más de un sistema de cañerías.
503 DOCUMENTACION INCLUIDA POR REFERENCIA
504 DEFINICIONES
PARTE 2: REQUERIMIENTOS MANDATORIOS
505 REQUERIMIENTOS MANDATORIOS DE DOCUMENTACION DEL PGI
506 CRONOGRAMA DE ENTREGA DE DOCUMENTACION
PARTE 3: PROCESO DE IMPLEMENTACION DEL PLAN DE GERENCIAMIENTO DE INTEGRIDAD
507 COLECCION E INTEGRACION DE DATOS
507.1 Identificar Ductos Alcanzados
507.2 Colectar datos
507.3 Integrar datos
508 CONTENIDOS DEL ANALISIS DE RIESGO BASICO (ARB)
508.1 Identificación de las amenazas aplicables.
508.2 Identificación somera de Areas Sensibles (AS)
508.3 Segmentación por tramos
508.4 Análisis de Riesgo Básico (ARB)
509 ELABORAR EL PLAN DE RELEVAMIENTO BASE (PRB)
509.1 Determinar el tipo de inspección aplicable a cada tramo / amenaza.
509.2 Utilización de otra tecnología que no sea Inspección Interna (II) o Prueba Hidráulica (PH)
509.3 Realizar el Plan de Relevamiento Base (PRB)
509.4 Kilometraje requerido por la Autoridad de Aplicación.
510 ELABORAR EL PLAN DE RESPUESTA (PR)
510.1 Definir el Plan de Respuesta (PR)
510.2 Requisitos mínimos estipulados en el Plan de Respuesta (PR)
511 REALIZAR INSPECCIONES Y REPARACIONES
511.1 Realizar inspecciones según el Plan de Relevamiento Base (PRB) o Plan de Inspección (PI) según corresponda. 107
511.2 Evaluar los resultados de las inspecciones y VERIFICACIONES DIRECTAS (VD)
511.3 Defectos que no pueden ser reparados según el Plan de Respuesta (PR).
512 INCORPORAR RESULTADOS EN LA BASE DE DATOS
512.1 Implementar una Base de Datos (BD) e incorporar los datos y resultados.
512.2 Identificar y/o revisar las Areas Sensibles (AS).
512.3 Revisar Segmentación.
513 RECALCULAR EL RIESGO
513.1 Implementar un método de Análisis de Riesgo (AR) y calcular Riesgo.
514 REVISAR PLANES DE INSPECCION Y MITIGACION (PCyMD).
514.1 Actualizar Plan de Colección y Mejora de Datos (PCyMD).
514.2 Estudiar e implementar las Acciones Preventivas y Mitigativas
Adicionales (APyMA) en tramos ubicados en Areas Sensibles
(AS)..............................................
514.3 Determinar el / los métodos de reinspección.
514.4 Segmento o tramo que pueda ser inspeccionado en un lapso mayor a 5 años
514.5 Actualizar el Plan de Inspección (PI)
PARTE 4: EVALUACION DE LA EFECTIVIDAD DEL PGI
515 INDICADORES DE GESTION
515.1 Indicadores Mandatorios
515.2 Indicadores Adicionales Sugeridos
ANEXO 1: Datos Básicos del Sistema
ANEXO 2: Informe Final de Derrame, Fuga o Rotura
ANEXO 1 [ A ]: DATOS BASICOS DEL SISTEMA
A1 - 1 INTRODUCCION
A1 - 2 DATOS CONSTRUCTIVOS
ANEXO 2 [ A ]: INFORME FINAL DE DERRAME, FUGA O ROTURA – 120 DIAS
A2 - 1 INTRODUCCION
A2 - 2 CASOS EN QUE CORRESPONDE PRESENTAR EL INFORME DE "DERRAME, FUGA O ROTURA"
A2 - 3 TRES ELEMENTOS MINIMOS A INCLUIR EN EL INFORME
APENDICE N [ A ]: PROGRAMA DE PREVENCION DE DAÑOS POR EXCAVACIONES
N 1 - Alcance
N 2 - Generalidades
N 3 - PPD Escrito
N 4 - Métodos de información a las entidades respecto del PPD
N 5 - Información a comunicar
N 6 - Recepción de la notificación del inicio de excavaciones
N 7 - Respuesta a la Notificación de inicio o reinicio de excavación
N 8 - Inspección del Operador
APENDICE O [ A ]: ACTIVIDADES DE VOLADURAS
O 1 - GENERALIDADES.
O 2 – ALCANCE
O 3 - PROCEDIMIENTOS PREVIOS A LAS ACTIVIDADES DE VOLADURAS APENDICE P [ A ]: DESAFECTACION Y ABANDONO DE CAÑERIA
P 2 - ABANDONO:
P 3 - GENERALIDADES - LINEAMIENTOS - RECOMENDACIONES
APENDICE Q [ A ]: CAPACITACION DE PERSONAL
Q 1 - GENERALIDADES
Q 2 - ALCANCE
Q 3 - DEFINICIONES
Q 4 - IDENTIFICACION DE LAS PERSONAS INCLUIDAS EN EL PROGRAMA DE CAPACITACION.
Q 5 - REGISTROS
Q 6 - IDENTIFICACION DE TAREAS
PREFACIO
Atento la necesidad de incrementar la seguridad y la protección
ambiental en la operación de los sistemas de transporte de
hidrocarburos líquidos por cañerías, se ha elaborado el presente
Reglamento Técnico (RT) sustentado en estándares internacionales y en
las mejores prácticas de la industria a efectos de establecer los
requerimientos técnicos mínimos que deben cumplir los operadores de
sistemas de transporte de hidrocarburos líquidos por cañerías,
terminales marítimas e instalaciones complementarias a dichos sistemas.
Para ello se ha decidido establecer el presente Reglamento Técnico (RT)
que contiene como estándar de referencia principal al código ASME B31.4
Sistemas de Transporte por Cañerías de Hidrocarburos Líquidos y Otros
Líquidos, edición 2002, de la Sociedad Americana de Ingenieros
Mecánicos (ASME) (www.iram.org.ar), junto con agregados de otros
estándares internacionales y prácticas de la industria que modifican,
amplían o complementan dicho estándar.
Este Reglamento Técnico (RT) se refiere al diseño, construcción,
inspección, operación, mantenimiento, gerenciamiento de integridad y
control de la corrosión de los sistemas de transporte por cañerías,
abarcando inclusive estas consideraciones a los sistemas de cañerías
ubicados costa afuera.
Se aplicarán las disposiciones del presente Reglamento Técnico (RT) a:
· Las cañerías e instalaciones complementarias que integran las
Instalaciones Fijas y Permanentes de las Concesiones de Transporte
(Secciones 4º y 5º de la Ley Nº 17.319).
· Las cañerías de captación — transporte de hidrocarburos líquidos aún
no tratados, por lo tanto fuera de especificación comercial — que
traspasan los límites de las Concesiones de Explotación (Secciónes 3º y
5º de la Ley Nº 17.319).
Se deja expresamente establecido en este Reglamento Técnico (RT) que:
· Se dispone la aplicación obligatoria de las prescripciones del Código
de referencia ASME B31.4 edición 2002 conjuntamente con las
aclaraciones y/o modificaciones contenidas en el presente.
· No se han trascripto los capítulos del Código ASME B31.4 sino que se
listan las excepciones y se incluyen los cambios pertinentes.
· Las futuras actualizaciones del Código ASME B31.4 serán
automáticamente adoptadas, salvo que contradigan lo prescripto en el
presente Reglamento Técnico (RT), en cuyo caso vale este Reglamento.
· Se define el marco de aplicación específico de un sistema formal de
Gerenciamiento de Integridad de las instalaciones con alcance a los
sistemas de transporte por cañerías que operan en el Territorio
Nacional.
Las disposiciones establecidas en el presente Reglamento Técnico (RT)
serán de aplicación obligatoria en todos los sistemas existentes en lo
referente a procedimientos de operación, inspección y mantenimiento,
control de la corrosión y gerenciamiento de integridad.
INTRODUCCION
El presente Reglamento Técnico (en adelante Reglamento) está basado
principalmente en las recomendaciones contenidas en el código ASME
B31.4, con ampliaciones, modificaciones y/o aclaraciones sustanciadas
en el Código de Regulación Federal de los Estados Unidos CFR part 195,
el código API 1160 de la American Petroleum Institute y el nuevo
estándar europeo BS EN 14161.
A efectos de su interpretación este Reglamento tiene la misma
numeración que los capítulos correspondientes del código ASME B31.4.
Las secciones que no fueron modificadas mantienen su título traducido
pero no se ha transcripto el texto correspondiente.
Las secciones que tienen otros conceptos diferentes del Código ASME B31.4, tienen una letra que significa:
· [ A ] Agregados
· [ R ] Reemplazo
· [ M ] Modificaciones
Este Reglamento no pretende ser una exhaustiva guía para el diseño,
construcción y operación de sistemas de transporte de hidrocarburos,
sino que establece los requerimientos mínimos que deberán cumplir los
operadores y concesionarios de sistemas de transporte, teniendo en
cuenta que la consideración primaria es hacia la seguridad, por lo que
cada operador deberá recurrir a las mejores prácticas de la industria y
a los juicios ingenieriles pertinentes que le permitan atender todas
las restricciones y problemas que se presenten en cada proyecto en
particular.
Para las consideraciones de diseño se han incluido principios básicos y
fórmulas simples, como así también advertencias sobre componentes no
permitidos o prácticas inseguras.
A efectos de proporcionar a la Autoridad de Aplicación los elementos
técnicos que deben ser verificados en relación con la actividad del
transporte por cañerías de hidrocarburos líquidos, este Reglamento se
ha dividido en los siguientes temas:
1. Referencias a los materiales aceptables para los componentes de un
sistema de cañerías, incluyendo requerimientos dimensionales y rangos
de presión y temperatura.
2. Requerimientos para el diseño de los componentes y accesorios, incluyendo los soportes.
3. Requerimientos y datos para evaluación del nivel de tensión y esfuerzos en las cañerías.
4. Requerimientos generales de construcción.
5. Requisitos de evaluación, inspección y pruebas de los componentes de un sistema de cañerías.
6. Guías para la elaboración de los procedimientos de operación y mantenimiento.
7. Disposiciones para la protección adicional de las cañerías ante la corrosión externa / interna.
8. Requerimientos para la protección adicional de las cañerías costa afuera.
9. Disposiciones para un sistema de gerenciamiento de integridad.
10. Disposiciones para la capacitación del personal de operación y mantenimiento.
El presente Reglamento será de aplicación a todos los sistemas de
transporte de hidrocarburos líquidos por cañerías especificados en el
Capítulo I, ubicados en el Territorio Nacional, Islas del Atlántico Sur
o en la Plataforma Continental Argentina, conforme lo definido por la
legislación vigente.
Dentro del alcance establecido en el párrafo anterior, para los
sistemas de transporte por cañerías existentes solamente aplican los
capítulos referidos a operación, mantenimiento, control de la corrosión
y gerenciamiento de integridad. En los casos de diseño de sistemas
nuevos y de modificaciones esenciales, agregados de tramos o re-ruteo
en los casos de tramos o secciones de cañerías existentes, se deberá
aplicar este Reglamento en su totalidad.
PROCEDIMIENTO DE REVISION DE ESTE REGLAMENTO TECNICO (RT)
A continuación se establece la metodología para la actualización y/o revisión del presente Reglamento.
La Autoridad de Aplicación recibirá las consultas de la industria del
transporte de hidrocarburos líquidos por cañerías, sus representantes o
de una empresa en forma individual, acerca de cualquier aspecto
relacionado con este Reglamento, así como solicitudes de modificación
debidamente fundamentadas.
La Autoridad de Aplicación podrá a su criterio requerir el
asesoramiento de otros organismos o entidades especializadas, como
también a los propios sujetos de la industria, emitiendo una Orden de
Consulta.
La Autoridad de Aplicación, si considera relevante el pedido, podrá
convocar por sí o a pedido de partes —mencionadas en el segundo
párrafo— a una audiencia, arbitrar los medios para tratar el tema con
terceros eventualmente afectados por la solicitud, evaluar sus
argumentos, fundar su rechazo y/o disponer la incorporación de los
cambios que sean aprobados o aceptados por dicha Autoridad.
Los transportistas de hidrocarburos líquidos por cañerías, sus
representantes o un transportista en particular que deseen plantear una
modificación sustancial al presente Reglamento deberán:
A. Enviar una solicitud a la Autoridad de Aplicación donde expresa claramente el cambio propuesto.
B. Adjuntar la información necesaria y suficiente, referencias a otros
códigos, memorias de cálculo, etc. que demuestren la validez de su
propuesta.
Una vez recepcionada la solicitud la Autoridad de Aplicación podrá:
Establecer un período máximo de 6 meses de discusión del tema en cuestión para su resolución.
Emitir la Orden de Consulta a quienes corresponda antes de tomar una resolución acerca de la solicitud planteada.
Si la consulta se refiere a la interpretación de una disposición o a un
pedido de excepción referido a lo dispuesto en el presente Reglamento
el procedimiento a criterio de la Autoridad de Aplicación, será el más
expeditivo posible.
CAPITULO I: ALCANCE Y DEFINICIONES
400 [ A ] y [ R ] INFORMACION GENERAL
[ R ] (a) Este Reglamento será de aplicación a los sistemas de
transporte de hidrocarburos líquidos por cañerías —de acuerdo a la
figura 400.1— excluyéndose expresamente el transporte por cañerías de
otros líquidos como amoníaco anhidro, anhídrido carbónico o alcoholes.
(b) Los requisitos de este Reglamento son los adecuados para una
operación en condiciones normales, conforme los estándares de la
industria. Los requisitos para las condiciones anormales o inusuales no
están específicamente cubiertos, como así tampoco todos los detalles de
ingeniería y construcción. Todos los trabajos realizados en
instalaciones alcanzadas por este Reglamento, deben estar de acuerdo
como mínimo con los estándares de seguridad expresados en el presente.
(c) El objeto de este Reglamento es establecer los requisitos mínimos
para la seguridad en el diseño, los materiales, la construcción, el
montaje, la inspección, los ensayos, la operación, el mantenimiento y
la integridad de los sistemas de cañerías que transportan hidrocarburos
líquidos, para la seguridad del público en general, del personal de la
compañía operadora, la salvaguarda de los sistemas de cañerías contra
el vandalismo, daños accidentales por terceros y la protección del
ambiente.
(d) Este Reglamento concierne a la seguridad de las personas en la
medida que ésta es afectada por el diseño básico, la calidad de los
materiales y su fabricación y los requisitos para la construcción,
inspección, ensayos, operación y mantenimiento de los sistemas de
cañerías que transportan hidrocarburos líquidos. No pretende suplantar
las disposiciones de seguridad industrial aplicables a las diferentes
tareas, prácticas de seguridad de trabajo y mecanismos de seguridad.
(e) El presente Reglamento no es un manual de diseño, por lo que no
elimina la necesidad de ingeniería de detalle o juicios de ingeniería
competentes. Los requisitos de diseño específicos establecidos en este
Reglamento, responden a un enfoque de ingeniería simplificado, de este
modo, los profesionales a cargo del diseño deberán realizar un análisis
más completo y riguroso al presentarse problemas inusuales o
especiales, quedando a su cargo el desarrollo de tales diseños y la
evaluación de tensiones complejas o combinadas. En tales casos, el
profesional responsable del diseño lo será también para demostrar la
validez de su enfoque.
(f) Para el caso de conflictos entre este Reglamento y eventuales
jurisdicciones provinciales, tendrá prioridad la más exigente de las
mismas, en su última revisión aprobada.
(g) Otras consideraciones:
[ A ] Unidades: En este Reglamento se adoptan las unidades establecidas
en la Ley Nº 19.511 de Metrología (SIMELA), pudiendo indicarse entre
paréntesis otras unidades.
Incorporación por referencia: Las normas y cualquier otro tipo de
referencias están incluidas como información o guía y se deberá tomar
como válida la última edición.
Compatibilidad entre los productos transportados por la cañería: No
podrá ser transportado ningún producto de los fijados en el alcance de
este Reglamento que pueda ser incompatible con el material de la
cañería especificada o cualquiera de sus componentes.
Preservación del ambiente: Los operadores que construyan, operan,
mantengan y abandonan sistemas de cañerías dedicados al transporte de
hidrocarburos líquidos, son responsables y tienen la obligación de
cumplimentar el presente Reglamento y la Disposición de la
Subsecretaría de Combustibles Nº 56 del 4 de abril de 1997 o la
normativa que la reemplace en el futuro.
Cañerías construidas con materiales diferentes al acero: En los
sistemas de transporte alcanzados por el presente Reglamento —de
acuerdo a la Figura 400.1— no podrá utilizarse cañerías nuevas que no
cumplan con lo especificado en el mismo respecto al tipo de material.
Con la finalidad de permitir la incorporación de nuevos desarrollos
tecnológicos, cuando no exista norma local sobre la materia, la
Autoridad de Aplicación podrá aprobar condicionalmente, diseños o
sistemas de operación que le sean presentados y que no estén
contemplados en este Reglamento Técnico (RT) siempre que su uso sea
aceptado en normas extranjeras reconocidas o respaldado por estudios
técnicos documentados, que avalen la seguridad del diseño o sistema de
operación.
400.1 [ R ] Alcance General
[ R ] Este Reglamento Técnico (RT) establece los requisitos mínimos de
seguridad para el diseño, los materiales, la construcción, el montaje,
la inspección, los ensayos, la operación, el mantenimiento y la
integridad de los sistemas de cañerías que transportan hidrocarburos
líquidos tales como:
§ Petróleo crudo.
§ Condensados.
§ Gasolina.
§ Líquidos del gas natural.
§ Gas licuado de petróleo.
§ Subproductos líquidos del petróleo.
Entre: (Ver Figura 400.1)
a. Colector principal de una Concesión de Explotación a Planta de Tratamiento de Petróleo fuera de la misma.
b. Entre Planta de Tratamiento de Petróleo crudo y Playa de tanques.
c. Playas de tanques.
d. Subproductos líquidos de plantas de procesamiento de gas natural a otras plantas o despacho
e. Refinerías a despacho.
f. Estaciones de bombeo.
g. Playa de Tanques de terminal a boya.
h. Otros puntos de despacho y recepción de producto.
En consecuencia las instalaciones incluidas dentro del alcance de esta norma son:
a. Cañería principal entre terminales de ductos (marinas, férreas y de
camiones), estaciones de bombeo y estaciones reductoras de presión y
estaciones de medición, incluyendo las trampas de scraper y los loops
de prueba.
b. Cañerías de interconexión entre tanques de Almacenaje y Despacho, propias de la operación del caño.
c. Aquellos aspectos de operación, mantenimiento e inspección de los
sistemas de caños de hidrocarburos líquidos relacionados a la seguridad
y la protección del público en general, personal de la compañía
operadora, el ambiente, propiedades y los sistemas de cañerías.
d. Cañerías costa afuera.
e. Sistemas de protección catódica.
f. Sistemas de detección de pérdidas.
400.1.1 [ R ] Exclusiones del alcance de este Reglamento Técnico (RT)
[ R ] Quedan excluidas del alcance del presente Reglamento Técnico (RT) las siguientes instalaciones:
a. Cañerías auxiliares tales como cañerías de agua, aire, vapor, aceite lubricante y gas combustible.
b. Recipientes de presión, intercambiadores de calor, bombas, medidores y otros equipos de los circuitos auxiliares.
c. Cañerías diseñadas para presiones internas:
c.1 Por debajo de 15 psi (1 bar), prescindiendo de la temperatura.
c.2 Superiores a 15 psia (1 bar) si la temperatura de diseño está por debajo de –30°C (-22 °F) o sobre 120° C (248 °F).
d. Entubado, caño, o cañerías usados en pozos de petróleo, montajes de
bocas de pozos, colectores, separadores de petróleo y gas, tanques de
producción de petróleo, otras instalaciones de producción y cañerías de
interconexión de esas instalaciones, que no salgan del área de
Concesión de Explotación.
e. Cañerías internas de plantas de tratamiento de petróleo crudo,
plantas de almacenaje, procesadoras de gas, de gasolina y refinerías de
petróleo.
f. Cañerías de transporte y distribución de gas natural.
400.2 [ A ] DEFINICIONES
[ A ] Algunos de los términos más comunes relacionados a este
Reglamento están contenidos en el código de referencia, sin embargo las
siguientes definiciones amplían o complementan las que se encuentran en
dicho código.
Accidente / Incidente: Suceso imprevisto que puede derivar en daño a personas, instalaciones y/ o al ambiente.
Cuasi-accidente: Cuando se han dado las condiciones para la ocurrencia de un accidente pero no se concretó el mismo.
Colector principal de una Concesión de Explotación: Instalación en la
que se recibe todo el petróleo crudo sin tratamiento y desde la cual se
envía el mismo a una Planta de Tratamiento de Crudo.
Condensados: Mezcla de hidrocarburos presentes en el gas natural
extraído de los yacimientos que se encuentran en el estado líquido o
vaporizado y que son separados por medio de separadores primarios a 15
°C, y a 1 atmósfera, se presentan en estado líquido. Tienen una
densidad relativa de más de 0,710 y menor de 0,800 (grados °API de 68 a
45) una Presión de Vapor Reid a 37,8 °C no mayor de 103.42 kPa (15
psig) y un punto final de destilación mayor de 200 °C y menor de 400 °C.
Condiciones anómalas: estado que dura un tiempo limitado en el cual el
sistema, como consecuencia de una falla imprevista, se aleja de las
condiciones de presión, temperatura, caudal, composición química (o
combinaciones de más de una de ellas) para las cuales fue diseñado.
Cañerías de Captación: son las destinadas a recolectar los
hidrocarburos de los pozos productores hasta la planta de tratamiento.
Falla: inhabilidad de cualquier activo físico para satisfacer las condiciones para las cuales fue diseñado.
Fluidos Categoría A: fluidos inflamables en estado líquido a presión y
temperatura ambiente. Ejemplos: petróleo crudo, condensado, gasolina y
subproductos líquidos del petróleo. Fluidos
Categoría B: fluidos inflamables que se presentan como gases a
temperatura y presión ambiente, pero son transportados en estado
líquido por modificación de las condiciones de presión y temperatura.
Ejemplos típicos son los líquidos del gas natural, gas licuado de
petróleo, propano y butano.
Gasolina: mezcla de hidrocarburos presentes en el gas natural extraído
de los yacimientos, separados al estado líquido por medio de
operaciones de enfriamiento mecánico o por procesos industriales
propios de las plantas de acondicionamiento del gas natural y/o
extracción de gas licuado. Se encuentra en estado líquido en
condiciones estándar de presión y temperatura (1 atmósfera y 15 °C), el
que estabilizado debe tener una Presión de Vapor Reid a 37,8 °C no
mayor de 103.42 kPa (15 psig). Tienen una densidad relativa mayor de
0,600 y menor de 0,710 (grados API 104 a 68) y un punto final de
destilación mayor de 100 °C y menor de 200 °C.
Imperfección: una discontinuidad o irregularidad detectada por un método de inspección.
Legajo Técnico de obra: aquel documento que contendrá como mínimo:
· Planialtimetría con plantas y cortes del tendido del sistema de cañería conforme a obra.
· Planos de detalle de los cruces especiales conforme a obra.
§ Planos de detalles de equipos y sus instalaciones, incluidas las fundaciones, conforme a obra.
· Planos de edificios y sus instalaciones, conforme a obra.
· Especificaciones y certificaciones de los materiales utilizados.
· Memoria de cálculo conforme a obra.
Registro de protocolos de comisionado de las tuberías (pruebas
hidrostáticas, calidad del agua de prueba, disposición final, secado,
etc).
Líquidos de Gas Natural (LGN): mezcla de hidrocarburos compuesta por
todos los productos más pesados que el metano contenido en el gas
natural. Los componentes predominantes son Etano, Propano y Butano. Se
encuentran en estado gaseoso en condiciones normales de presión y
temperatura, pero para facilitar su almacenamiento y transporte, son
convertidos a estado líquido, mediante modificaciones de las
condiciones de presión y temperatura.
MAPO: Es la Máxima Presión Admisible de Operación.
Operador: persona física o jurídica responsable de operar un sistema de
transporte de hidrocarburos líquidos en el marco de la Ley Nº 17.319.
Petróleo Crudo: mezcla de hidrocarburos líquidos en su estado natural u
obtenida por condensación o extracción del gas de yacimiento y que
permanece en estado líquido bajo condiciones normales de presión y
temperatura. A los efectos de su transporte en sistemas concesionados
debe hallarse desalinizada, deshidratada, desgasificada, puesta en
tanque, reposada y estabilizada.
Planta de Tratamiento de Crudo (PTC): instalaciones en las que se trata
el petróleo crudo — separándose el agua, gases y sales— hasta alcanzar
las condiciones de comercialización.
Siniestro: daño grave a las personas, el ambiente y/o instalaciones.
Sistema de Cañerías: todas las partes de las instalaciones físicas a
través de las cuales el hidrocarburo líquido es conducido incluyendo
caños, válvulas, accesorios y elementos fijos al caño, respondiendo a
diferentes configuraciones de acuerdo al Esquema de la Figura 400.1.
CAPITULO II: DISEÑO
PARTE 1: CONDICIONES Y CRITERIOS
401 CONDICIONES DE DISEÑO
401.1 [A] Generalidades
[ A ] El profesional responsable del diseño también deberá considerar
las vibraciones y las pulsaciones inducidas que podrán originar
tensiones cíclicas excesivas para los materiales seleccionados.
[ A ] Categorización de productos transportados:
El producto a ser transportado debe ser clasificado en una de las dos
categorías (ver 400.2 DEFINICIONES), de acuerdo al potencial de
peligrosidad que presenta frente a la seguridad pública y el ambiente.
§ Fluidos Categoría A.
§ Fluidos Categoría B.
[ A ] Clases de Trazado
La unidad de clase de trazado es una superficie que se extiende 200
metros a cada lado del eje longitudinal de un tramo continuo del
sistema de cañería de 1600 metros.
Excepto lo previsto en los párrafos c.2) y e) de esta sección, la clase
de trazado queda determinada por la cantidad de edificios dentro de la
unidad de clase de trazado.
Para los propósitos de esta sección, cada unidad de vivienda en un
edificio de múltiples viviendas deberá ser contada como un edificio
separado destinado a ocupación humana.
a) Clase 1 de trazado
Corresponde a la unidad de clase de trazado que contiene 10 o menos
unidades de vivienda destinadas a ocupación humana. También
corresponden a clase 1 los trazados costa afuera. Dentro de la Clase 1,
se considera una sub-clase denominada Clase 1 - División1, que
corresponde a la unidad de clase de trazado que no contiene unidades de
vivienda y caracteriza a superficies o áreas de campos destinados a
pastoreo o labranza, aledañas a áreas de explotación de hidrocarburos
sin ocupación humana.
b) Clase 2 de trazado
Corresponde a la unidad de clase de trazado que tiene más de 10, pero
menos de 46 unidades de vivienda destinadas a ocupación humana.
c) Clase 3 de trazado
Corresponde a:
c1. Cualquier unidad de clase de trazado que contiene 46 o más unidades de vivienda destinadas a ocupación humana; o
c2. Una zona donde la cañería esta colocada dentro de los 100 metros de cualquiera de los siguientes casos:
c3. Un edificio que es ocupado por 20 o más personas durante el uso normal;
c4. Un área pequeña, abierta, definida, que es ocupada por 20 o más
personas durante el uso normal, tales como un campo de deportes o
juegos, una zona de recreación, teatros al aire libre, u otros lugares
de reunión pública.
d) Clase 4 de trazado
Corresponde a la unidad de Clase de trazado donde predominan edificios, con cuatro o más pisos sobre el nivel de terreno.
e) Los límites de las clases de trazado determinadas de acuerdo con los
párrafos a) hasta d) de esta sección deben ser ajustados como se indica
a continuación:
· Una clase 4 de trazado finaliza a 200 metros del edificio más próximo de cuatro o más pisos sobre el nivel del terreno.
· Cuando un grupo de edificios destinados a ocupación humana requiere
una Clase 3 de trazado, ésta finalizará a 200 m de los edificios más
próximos del grupo.
· Cuando un grupo de edificios destinados a ocupación humana requiere
una Clase 2 de trazado, ésta finalizará a 200 m de los edificios más
próximos del grupo.
401.2 Presión
401.2.2 [ A ] Presión de Diseño Interior
[ A ] Se debe controlar y calcular el bombeo adecuadamente así como
proveer equipo de protección para prevenir la elevación de presión
perjudicial en caso de que se produzca.
401.3 Temperatura
401.4 Influencias del Ambiente
401.5 [ A ] Efectos Dinámicos
401.5.1 Impacto
[ A ] 401.5.2 Viento
En el diseño de cañería suspendida deben adoptarse previsiones para
soportar el efecto de la carga del viento, al respecto deben
consultarse las normas del Centro de Investigación de los Reglamentos
Nacionales de Seguridad para Obras Civiles (CIRSOC).
[ A ] 401.5.3 Sismos
Al respecto el profesional responsable calculará las tensiones
compuestas de un sismo, teniendo en cuenta la acción conjunta de las
tensiones longitudinales, circunferenciales y del esfuerzo de corte
sobre la cañería. El factor de utilización, relación entre la tensión
compuesta y la TFME (Tensión de Fluencia Mínima Especificada), debe ser
menor que el 95%. Debe consultarse y aplicarse, en lo que corresponde,
las normas, las clasificaciones, y los planos del Instituto Nacional de
Prevención Sísmica (INPRES).
401.5.4 Vibraciones
401.5.5 Subsidencias
401.5.6 [ A ] Olas y corrientes
En el diseño de cañerías que cruzan vías de aguas (arroyos, ríos,
canales) deben adoptarse precauciones para evitar los efectos de las
olas y las corrientes.
Se deberá considerar en el caso de ríos de llanura el cauce actual y el
cauce histórico, para determinar el ancho del cruce. En ríos de montaña
se deberán considerar los efectos de arrastre de sólidos y los cambios
de densidad correspondientes.
En las zonas inundables —estacional o permanentemente— se preverá el contrapesado de la cañería.
401.6 Efectos del Peso
401.6.1 Cargas vivas
401.6.2 Cargas muertas
a) [ A ] Tapada
Toda línea de transporte enterrada debe ser instalada con una tapada
mínima de acuerdo a la Tabla [A] 401.6.2 (a), con excepción de lo
dispuesto en el punto b) de esta sección.
TABLA [A] 401.6.2 (a) Tapada mínima
|
UBICACION |
SUELOS NORMALES |
ROCA COMPACTA (1) |
|
Trazado Clase 1 |
0,80 m |
0,45 m |
|
Trazado Clase 2, 3 y 4 |
1 m |
0,60 m |
|
Bajo solera de drenajes de cruces de caminos, Carreteras y ferrocarriles |
1,20 m
|
0,60 m
|
Nota (1) Para considerar la tapada mínima indicada en "roca", el caño,
incluido su revestimiento, debe estar totalmente alojado en la zanja
cavada en la roca.
b) La cañería a ser instalada en una vía navegable, arroyo o puerto,
deberá tener la tapada necesaria para que el garrado de las anclas u
otros elementos no lo lastime, pero la tapada mínima en el lecho no
será menor a 1,20 metros en suelo y 0,60 m en roca compacta.
La cañería instalada costa afuera sumergida en aguas de 3,60 m de
profundidad, medida desde el nivel medio de bajamar, debe tener una
tapada mínima de 0,90 m en suelo y 0,45 m en roca compacta entre el
lomo del caño y la superficie del lecho.
Las acometidas a la costa tendrán la tapada necesaria para proteger a
la cañería de la acción de las olas, las erosiones del lecho de
cualquier naturaleza como bajamares y pleamares, debiendo la cañería
tener un recubrimiento de espesor adecuada de hormigón con malla
metálica que le dé el peso negativo necesario y la proteja
mecánicamente.
Si la técnica de tendido de la cañería es la perforación dirigida, no
perturba el ambiente y no es necesaria la obtención de flotación
negativa. El profesional responsable del trabajo, debe previamente
efectuar las perforaciones estratigráficas necesarias para conocer el
suelo, sus características y el grado de consolidación.
401.7 Cargas de Expansión y Contracción Térmica
401.8 Movimientos Relativos de los Componentes Conectados con la Cañería
402 CRITERIOS DE DISEÑO
402.1 Generalidades
402.2 Series para los componentes de cañería en función de la Presión y Temperatura
402.3 Tensiones Admisibles y Otros Límites de Tensión
402.3.1 [ A ] y [ R ] Valores de Tensiones Admisibles
a) [ R ] Se reemplazará el factor de diseño único 0.72 del código ASME
B31.4 por el factor de diseño variable F. Según corresponda de la Tabla
[R] 402.3.1(a).
La fórmula de aplicación será:
S = F x E x TFME
TABLA [R] 402.3.1.(a) - Factores de Diseño (F)
Para fluidos categoría A (no distingue clase de trazado)
|
UBICACIÓN |
|
|
Ruta general (a través de campo) |
0.72 |
|
Cruces e invasiones paralelas sobre: Caminos menores |
0.72 |
|
Rutas sin caño camisa, FFCC, canales, ríos, defensas de diques y lagos |
0.6 |
|
Cruces por áreas naturales protegidas o de sensibilidad particular |
0.6 |
|
Trampas de lanzamiento de scraper |
0.5 |
|
Cañería de acometida a plantas y terminales * |
0.5 |
|
Construcciones especiales tales como prefabricados y caños sobre puentes |
0.5 |
Para fluidos categoría B (distingue factor de diseño por clase de trazado)
|
Clase de Trazado |
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Que atraviesa clase 1, 2, 3 o 4 respectivamente |
0.72 |
0.6 |
0.5 |
0.4 |
|
Cruces y traza paralela que invade: |
|
|
|
|
|
a) Caminos menores |
0.72 |
0.6 |
0.5 |
0.4 |
|
b) Rutas, FFCC, canales, ríos y cruces de agua |
0.6 |
0.6 |
0.5 |
0.4 |
|
Cruces por áreas naturales protegidas o de sensibilidad particular |
0.6 |
0.6 |
0.5 |
0.4 |
|
Trampas de lanzamiento de scraper |
0.5 |
0.5 |
0.4 |
0.4 |
|
Cañería de acometida a plantas y terminales * |
0.5 |
0.5 |
0.4 |
0.4 |
|
Construcciones especiales, tal como prefabricados y cruces en puentes |
0.5 |
0.5 |
0.4 |
0.4 |
* El diseño de la cañería utilizando los factores correspondientes se
iniciaran a 200 metros del perímetro de las misma y terminará al inicio
de ellas.
402.4 Tolerancias
402.4.1 [ A ] Corrosión
[ A ] En el caso de que el producto transportado tenga una composición
conocida o presumida que haga necesario el uso de sobre espesor por
corrosión, el operador deberá calcular el mismo con métodos idóneos
reconocidos.
PARTE 2: DISEÑO DE COMPONENTES DE CAÑERIA SOMETIDOS A PRESION
403 CRITERIO PARA EL DISEÑO DE COMPONENTES DE CAÑERIA
404 PRESION DE DISEÑO DE LOS COMPONENTES
404.1 Caño Recto
404.1.1 General
a) [A] Los espesores nominales mínimos recomendados para las cañerías de acero, serán los de la tabla [A] 404.1.1(a).
TABLA [A] 404.1.1(a)
Espesores nominales mínimos recomendados para caño recto de extremo plano en milímetros.
|
Diámetro nominal |
Clase Trazado |
Clase Trazado |
Clase Trazado |
|
Pulgadas |
mm. |
1 |
2 |
3 y 4 |
|
3 |
88,9 |
2,1 |
2,5 |
2,5 |
|
4 |
114,3 |
2,1 |
3 |
3 |
|
6 |
168,3 |
2,1 |
3,4 |
4 |
|
8 |
219,1 |
3,2 |
3,4 |
4,4 |
|
10 |
273 |
4 |
4,2 |
4,8 |
|
12 |
323,8 |
4,4 |
4,4 |
5,2 |
|
14 |
355,6 |
4,8 |
4,8 |
5,3 |
|
18 |
457,2 |
4,8 |
4,8 |
6,4 |
|
20 |
508 |
4,8 |
4,8 |
6,4 |
|
24 |
609,6 |
5,6 |
5,6 |
6,4 |
|
30 |
762 |
5,6 |
6,4 |
7,7 |
|
36 |
914,4 |
5,6 |
6,4 |
7,9 |
404.2 Segmentos Curvos de Cañería
404.3 Intersecciones
404.5 Presión de Diseño de Bridas
404.6 Reducciones
404.7 Presión de Diseño de Otros Componentes que Soportan Presión
PARTE 3: APLICACIONES DEL DISEÑO PARA LA SELECCION DE COMPONENTES DE CAÑERIA Y SUS LIMITACIONES
405 CAÑO
405.2 Caño Metálico
406 ACCESORIOS, CODOS, CURVAS E INTERSECCIONES
406.1 Accesorios
406.2 Curvas, Ingletes y Codos
406.3 Cuplas
406.4 Reducciones
406.5 Intersecciones
406.6 [ A ] Tapas
[ A ] Inspeccionabilidad de las Cañerías Mediante Herramientas Inteligentes
a. Con excepción a lo estipulado en los párrafos b) y c) de la presente
sección, cada nueva cañería que se instale, o cada vez que se reemplace
una sección de cañería, válvula, accesorio u otro componente, los
mismos deberán ser diseñados y construidos de manera de permitir el
pasaje de las herramientas de inspección interna.
b. Esta sección no se aplica a:
1. Colectores.
2. Cañería de instalaciones tales como estaciones de bombeo, estaciones de medición o regulación.
3. Cañería asociada a playa de tanques u otras instalaciones de almacenamiento.
4. Cruces aéreos.
5. Diámetros tales que la inspección interna no está disponible comercialmente.
c. Un operador que debido a razones inesperadas se vea forzado a
construir un nuevo reemplazo de un segmento de cañería que no cumple
con lo estipulado en el párrafo a) de la presente sección, podrá
construir el mismo siempre que a los 30 días de realizada la
construcción de emergencia presente un informe donde demuestre la
impracticabilidad de realizar una construcción que permita la
inspección interna, respaldado con la documentación técnica
correspondiente. Si dicha petición es denegada el operador deberá
realizar las modificaciones necesarias para hacer la línea
inspeccionable.
407 VALVULAS
407.1 Generalidades
407.8 Válvulas Especiales
408 BRIDAS, CARAS DE BRIDAS, JUNTAS Y ESPARRAGOS
408.1 Bridas
408.3 Caras de Bridas
408.4 Juntas
408.5 Espárragos
409 MATERIALES Y ELEMENTOS USADOS
PARTE 4: SELECCION Y LIMITACIONES DE LAS UNIONES DE CAÑERIAS
411 UNIONES SOLDADAS
411.2 Soldadura a tope
412 UNIONES BRIDADAS
412.1 Generalidades
414 UNIONES ROSCADAS
414.1 Generalidades
418 MEDIACAÑAS, CUPLAS Y OTRAS UNIONES PATENTADAS
418.1 Generalidades
PARTE 5: EXPANSION, FLEXIBILIDAD, ACCESORIOS ESTRUCTURALES, SOPORTES Y RESTRICCIONES
419 EXPANSION Y FLEXIBILIDAD
419.1 Generalidades
419.5 [ A ] Flexibilidad
[ A ] Al calcular la flexibilidad de un sistema, este debe ser tratado como un todo.
Debe considerarse la característica de cada uno de los componentes y
todas las restricciones existentes, como ser soportes y guías. Los
cálculos deben tener en cuenta los factores de intensificación de
tensiones que se han comprobado en componentes que no son los de la
simple cañería recta.
Las propiedades del caño y los accesorios para estos cálculos deben
estar basadas en sus dimensiones nominales y debe tomarse el factor de
junta igual a 1.
En los cálculos de expansión no interesa si la cañería fue curvada en
frío o no, debiendo el profesional a cargo del diseño considerar la
temperatura máxima. Además de la expansión de la línea en si misma,
deben considerarse los movimientos lineales y angulares de los equipos
conectados al sistema.
419.5.1 Recursos Para Proveer Flexibilidad
419.6 [ R ] Propiedades
419.6.1 [ R ] Coeficiente de expansión térmica
La expansión térmica de los materiales comunes usados para caños debe
determinarse a partir de las tablas existentes en los manuales de
ingeniería que informan los valores de los coeficientes de dilatación,
debiendo considerar la máxima temperatura de operación prevista y la
temperatura media del ambiente durante la instalación.
419.6.2 Módulo de elasticidad
419.6.4 Valores de tensión
419.7 Análisis
420 CARGAS SOBRE LOS ELEMENTOS QUE SOPORTAN CAÑERIA
420.1 Generalidades
421 DISEÑO DE LOS ELEMENTOS DE SOPORTE DE CAÑERIA
421.1 Soportes, Abrazaderas y Anclajes
PARTE 6: CAÑERIAS AUXILIARES Y OTRAS
422 REQUERIMIENTOS DE DISEÑO
422.3 Instrumentos y otras cañerías Auxiliares de Petróleo
422.6 Cañería de alivio de Presión
CAPITULO III: MATERIALES
423 MATERIALES, REQUERIMIENTOS GENERALES
423.1 [ A ] y [ R ] Materiales y especificaciones aceptadas
[ R ] (a) Aquellos materiales metálicos y no metálicos que no se
encuentren especificados el Código ASME B 31.4, deberán ser autorizados
previo a su uso por la Autoridad de Aplicación de acuerdo a lo indicado
en la sección 400 de este Reglamento.
[ A ] (b) Cada válvula, accesorio, tira de caño y demás componentes del sistema de cañerías debe estar marcado:
1. Como lo estipula la especificación o norma según la cual se fabricó.
2. Indicando el diámetro, el material, el fabricante, el régimen de
presión y de temperatura y si corresponde, tipo, grado y modelo.
3. La marcación debe ser aplicada de manera que no se dañe el caño o
componente ni los recubrimientos y deberá permanecer visible hasta que
el sistema de cañerías sea instalado.
La marcación servirá para adoptar las precauciones necesarias para
asegurar que los elementos solo se utilicen dentro de los limites
reales de temperaturas y tensiones para los cuales esta habilitado para
el servicio.
423.2 [ A ] Limitación de Materiales
[ A ] Para cualquier otro tipo de material diferente al acero que
quiera ser utilizado, se deberá realizar la consulta con 180 días de
anticipación a la presentación del proyecto a la Autoridad de
Aplicación, adjuntando la norma en la cual esta basado el uso del
material, antecedentes, etc., como así todos los datos que le sean
pedidos al respecto. La Autoridad de Aplicación deberá responder si
considera satisfactorio o no el proyecto, dentro de un período no mayor
a 90 días a partir del momento en que la empresa complete toda la
información que le sea requerida. Este plazo podrá ampliarse si
existieran razones que lo justifiquen.
425 MATERIALES APLICADOS A PARTES MISCELANEAS
Tabla 423.1 Materiales normalizados
CAPITULO IV: REQUISITOS DIMENSIONALES.
426 REQUISITOS DIMENSIONALES PARA COMPONENTES DE CAÑOS NORMALIZADOS Y NO NORMALIZADOS
426.1 Componentes de cañerías normalizados
426.2 Componentes de cañerías no normalizados
426.3 Roscas
Tabla 426.1 Normas dimensionales
CAPITULO V: CONSTRUCCION, SOLDADURAS Y MONTAJE
434 CONSTRUCCION
434.1 Generalidades
434.2 [ A ] Inspección
[ A ] a) El operador debe realizar las inspecciones a través de
personal capacitado ya sea por formación académica o entrenamiento
debiendo contar con experiencia apropiada.
La inspección debe asegurar que todo el trabajo se realice conforme a
las especificaciones del operador y a las normas que sean de
aplicación, tanto en el ámbito nacional como local.
El inspector debe estar autorizado para ordenar reparaciones,
remociones y reemplazos de cualquier componente que no conforme los
requisitos mencionados en el párrafo anterior.
El operador debe reunir y conservar todos los registros necesarios que
documenten las modificaciones efectuadas, que deben contar con su
conocimiento y aval.
b) Todo tramo de caño y de otros componentes, deben ser inspeccionados
visualmente en el sitio de instalación, como mínimo, para asegurar que
no hayan sufrido ningún daño visible que pudiera afectar su grado de
eficiencia.
Se deberá tener en cuenta:
1. Las inspecciones en obra para localizar arañazos o estrías
inadecuadas deben efectuarse antes del revestimiento, cuando se hace en
obra, y durante las operaciones de bajada y tapada en todos los casos.
2. Los desgarramientos y defectos del revestimiento de protección deben
ser cuidadosamente examinados antes de repararlos, determinando siempre
si el material base fue también dañado.
3. Todas las reparaciones, reposiciones y modificaciones se inspeccionarán antes de ser cubiertas.
4. Para otros materiales distintos al acero, aprobados por la Autoridad
de Aplicación, son válidos los conceptos anteriormente vertidos. La
inspección deberá prestar principal atención durante la construcción,
entre otras cosas a detectar cortes, ranuras, raspones, deformaciones e
imperfecciones.
434.3 Derecho de paso
434.3.1 [ A ] Ubicación
[ A ] Se debe seleccionar la traza de manera de minimizar la
posibilidad de riesgo asociado con la morfología y comportamiento del
terreno, la existencia de accidentes geográficos significativos de
cualquier clase, la posible falla de la instalación y el consecuente
daño ambiental. Respetando asimismo, el futuro desarrollo urbano e
industrial y la existencia de comunidades aborígenes.
Se debe efectuar una detallada evaluación de las condiciones
planialtimétricas del lugar, estudiar el escurrimiento de las vías de
agua existentes y sus alteraciones históricas, priorizar los tendidos
que corran paralelos a caminos, vías férreas o picadas existentes
evaluando la posibilidad de efectuar el tendido en la zona de
influencia (zona de camino o ferrocarril), garantizando la
accesibilidad permanente durante la construcción y después, durante la
operación y el mantenimiento, a cualquier punto del conducto.
Para Fluidos Categoría A, ninguna cañería puede ser colocada dentro de
los 7.5 metros de una construcción privada, instalación industrial o
pública. En caso que inevitablemente la cañería deba pasar a una
distancia menor a la prescripta en este Reglamento Técnico (RT), el
operador deberá proveer medidas de protección adicionales que aseguren
la integridad del sistema. Ver Tabla [A] 434.3.1.
Para Fluidos Categoría B, las distancias de seguridad se corresponden
con las distancias mínimas desde el eje de la cañería al límite
indicado en la tabla que sigue. Ver Tabla [A] Tabla 434.3.1.
TABLA [A] 434.3.1 Tabla de distancias de seguridad (en metros)
NOTAS:
(1) Las válvulas deben ubicarse bajo tierra, preferentemente en
cámaras. De acuerdo con el estudio de riesgo que efectúe el operador,
las válvulas pueden requerir ser telecomandadas además de ser operables
manualmente.
(2) No existen viviendas, ni lugares cerrados o abiertos donde habitualmente se reúnan más de 20 personas.
(3) El espesor de la cañería se calculará con un factor de diseño F =
0,5 en una longitud de 200 m aguas arriba y abajo de los edificios
extremos del grupo que determina la clase de trazado.
(4) El espesor de la cañería se calculará con un factor de diseño F =
0,4 en una longitud de 200 m aguas arriba y abajo de los edificios
extremos del grupo que determina la clase de trazado.
(5) La MAPO máxima será 17,5 kgr. / cm2 (17,1 bar). El espesor de la
cañería se calculará con un factor de diseño F = 0,4 en una longitud de
200 m aguas arriba y abajo de los edificios extremos del grupo que
determina la clase de trazado.
(6) En casos especiales estas distancias podrán reducirse utilizando
una tensión circunferencial máxima del 20% de la TFME y aumentando la
tapada. Esta disminución de distancias no podrá superar el 20%.
(7) En todos los casos es importante determinar la influencia de la
inducción sobre la cañería y mitigarla de manera que no tenga
influencia negativa sobre su integridad (NACE RP 0177). Las distancias
se miden entre el eje de la línea de transporte a los límites de la
servidumbre o a la proyección de la línea AT en su movimiento pendular
correspondiente a la hipótesis de viento máximo, sobre el suelo, lo que
resulte más exigente.
AT: alta tensión.
MT: media tensión.
En la tabla 434.3.1 figuran las distancias mínimas desde el eje de la
cañería al límite de la propiedad donde se pueda construir un edificio,
normalmente habitable, para sistemas de cañerías que son diseñadas,
construidas y mantenidas conforme a los requerimientos de este
Reglamento.
El estudio de la ruta de la traza de la cañería será el resultado de un
análisis de riesgo, como parte de una evaluación de seguridad.
PROTECCION EXTRA O SOBREPROTECCION
El diseño de una cañería puede requerir una protección adicional para prevenir daños provenientes de condiciones inusuales.
La típica sobreprotección puede provenir de una o de una combinación de algunas de las siguientes medidas:
a. incremento del espesor de la pared del caño;
b. protección adicional encima del caño;
c. aplicación al caño de un revestimiento de hormigón, hormigón armado u otro producto similar;
d. utilización de un revestimiento de mayor espesor para mejorar la protección catódica;
e. incremento de la tapada;
f. utilización de mayor cantidad de mojones y cartelería de advertencia;
g. colocación sobre el caño de medias cañas soldadas para soportar cargas vivas;
h. protección de la cañería aérea de la acción de impactos diversos;
i. detección efectiva de pérdidas en tiempo y forma;
j. bloqueo rápido de la línea.
434.3.2 [ A ] Requerimientos de construcción
[ A ] Elegida la traza definitiva entre las posibles, el profesional
responsable debe identificar a los propietarios y superficiario para
gestionar los permisos de paso correspondientes de acuerdo a la
normativa vigente.
Debe minimizar las molestias y daños inevitables, brindando la máxima seguridad a la población.
(a) [ A ] Debe aplicar la Guía para la prevención de daños sobre
infraestructuras del operador por actividades de voladuras propias o de
terceros, que está contenida en el Apéndice O.
434.3.3 [ A ] Inspección y estaqueado o marcado
[ A ] Una vez elegida la traza definitiva, y antes de iniciar el zanjeo
en la pista de trabajo se estaqueará toda la línea indicando las
progresivas kilométricas, el inicio y el final de las curvas
horizontales y verticales, de los cruces especiales (ríos, carreteras y
vías férreas), y de cualquier otro accidente topográfico que exija un
tratamiento constructivo especial.
Si las instalaciones están ubicadas costa afuera, debe gestionarse ante
la Autoridad Marítima responsable la marcación de la futura traza en
las cartas náuticas, utilizando todos los medios necesarios para
advertir a las embarcaciones de la existencia de cañerías de refulado,
barcos de tendido y almacenamiento, dragas, remolcadores, etc.
434.4 Manipuleo, transporte, desfile y almacenamiento
434.5 [ A ] Daños a elementos prefabricados y caños
[ A ] a) Las imperfecciones y daños que afecten el grado de eficiencia
de un tramo de caño de acero, colector, trampa scraper, etc. sin uso,
deben ser reparados o eliminados. Si la reparación se realiza por
amolado, el espesor de la pared remanente debe ser por lo menos igual a
cualquiera de los siguientes puntos:
· El espesor mínimo requerido conforme con las tolerancias admitidas por las especificación con la cual el caño fue fabricado; o
· El espesor de pared nominal requerido para la presión de diseño de la cañería.
434.6 [ A ] Zanjeo.
[ A ] Antes de iniciar el zanjeo el constructor debe contar con toda la
documentación necesaria que lo autorice a ingresar a los inmuebles para
iniciar posteriormente, a través de los métodos de la mecánica de
suelos, la determinación de las características de los mismos y sus
propiedades principales a lo largo de toda la traza (limites de
Atterberg, resistividades, consolidaciones, durezas, niveles de las
napas freáticas, etc.).
Una vez reunida la información necesaria, seleccionará los métodos de
zanjeo y el ancho de la pista de trabajo, que deberá ser el menor
posible.
Se obtendrá la profundidad necesaria de la zanja, de manera de asegurar
la tapada exigida, en forma progresiva, de manera tal de lograr el
curvado vertical de la cañería naturalmente.
En ningún caso se forzara el tendido del conducto, respetando siempre
los radios de curvado mínimos permitidos por el presente Reglamento
Técnico (RT):
La profundidad de la zanja debe ser adecuada para la ubicación de la
cañería de acuerdo a las características del terreno, y a las
sobrecargas impuestas por los cruces de rutas y caminos, ferrocarriles
y demás circunstancias existentes, debiendo ser instaladas por debajo
del nivel normal de los cultivos.
Excepcionalmente y con autorización expresa de la Autoridad de
Aplicación, la cañería tendrá una tapada menor que la indicada en la
Tabla [A] 401.6.2 (a), si se proporciona una protección adicional para
que soporte las cargas externas previstas.
La ubicación de estructuras subterráneas, que cruzan la traza, debe ser
determinada con anticipación a las actividades de zanjeo, previendo
daños que pudieran ocasionarse.
Se debe proporcionar un espacio libre de 0,50 m entre la superficie
exterior de la cañería y cualquier otra estructura subterránea
existente.
Los cruces de la cañería con otros conductos mantendrá el espacio libre
indicado, intercalándose entre ellos placas de material resistente y
duradero que señale la existencia de la línea de transporte y la
proteja.
434.7 Curvas, ingletes y codos
434.7.1 Curvas confeccionadas a partir de caño
434.7.2 Curvas a Inglete (Tipo miter)
434.7.3 [ A ] Curvas y codos confeccionados en fábrica
[ A ] Los cambios de dirección se pueden hacer a través del curvado del
caño o bien por la instalación de curvas o codos fabricados en taller:
Curvas
El espesor de la pared del caño antes de ser curvado será determinado
como en el caso de caño recto. Las curvas deberán estar dentro de las
limitaciones de deformación de este Reglamento. A fin de modificar los
efectos de la expansión y la contracción, algunas piezas de los
tendidos de cañerías pueden ser curvadas en frío, y esto puede ser
tomado en cuenta en los cálculos de reacción, siempre que se
especifique y se use un método efectivo.
Codos
El espesor mínimo del metal de codos bridados o roscados, no será menor
al especificado en el American National Standard o el MSS Standard
Practice, para las presiones y temperaturas correspondientes.
Los codos de acero para soldar a tope deberán cumplir con ASME B16.9,
ASME B16.28 o MSS SP-75 y deberán tener la serie de temperatura y
presión basada en los mismos valores de tensión que los usados al
establecer las limitaciones de temperatura y presión para cañerías del
mismo material o equivalente.
Las curvas en caño de acero ejecutadas en obra, que no sean curvas
corrugadas hechas de acuerdo con el presente Reglamento, deberán
cumplir con lo siguiente:
a. No deben restringir la eficiencia de la cañería.
b. Para caños mayores de 100mm de diámetro nominal, la diferencia entre
el diámetro máximo y el mínimo de la sección en una curva no podrá ser
mayor del 2,5% del diámetro nominal.
c. Toda curva debe tener un contorno liso y estar libre de ondulaciones, agrietamientos, o cualquier otro defecto mecánico.
d. En los caños con costura longitudinal, ésta deberá encontrarse tan
cerca como sea posible del eje neutro de la curva, a menos que:
i. La curva esté confeccionada con un mandril interior de curvado.
ii. El caño tenga un diámetro exterior menor o igual a 305 mm, o tenga una relación de diámetro a espesor menor que 70.
e. Toda soldadura circunferencial que esté ubicada donde la tensión
producida durante el curvado cause una deformación permanente en el
caño, deberá ser ensayada por métodos no destructivos, antes y después
del proceso de curvado.
f. Los segmentos transversales de los codos forjados de acero para
soldar, no podrán ser usados para cambios de dirección en caños de
diámetro mayor o igual a 100 mm, a menos que la longitud del arco,
medido sobre la curva interna, sea por lo menos de 50 mm (2").
g. Toda curva que no sea corrugada fabricada de acuerdo con el presente
Reglamento, deberá tener un perfil suave y estar libre de daños
mecánicos.
h. El curvado en caliente de los caños trabajados en frío o con
tratamiento térmico, debe estar diseñado de acuerdo con este Reglamento.
434.8 Soldadura
434.8.1 [ A ] Generalidades
[ A ] La soldadura debe ser realizada por soldadores calificados según
el Código API 1104 de acuerdo con procedimientos escritos ex profeso,
que hayan sido calificados de acuerdo con este Reglamento, para
realizar soldaduras buenas y dúctiles.
Cada procedimiento de soldadura será registrado en detalle, incluyendo los resultados de los ensayos de calificación.
Este registro será archivado y mantenido en uso mientras continúe
siendo utilizado y formará parte del legajo técnico de la documentación
"conforme a obra" del sistema de cañerías de que se trate.
434.8.2 Procesos de soldadura y metal de aporte
434.8.3 [ A ] Calificación de soldadores y procedimientos de soldadura
[ A ] El carbono equivalente basado en el análisis del producto, no
excederá 0,43 para grados X 70 y X 65; y 0,41 para grados X 60 y
menores.
El cálculo del carbono equivalente será efectuado aplicando la siguiente expresión:
C eq. = C + Mn/6 + (Cr + Mo + V)/5 + (Ni + Cu)/15
Para grados mayores debe ser consultada la especificación que corresponda.
434.8.4 Normas para soldaduras
434.8.5 [ M ] Requerimientos de inspección y criterios de aceptación
[ M ] (a) (3) Las inspecciones serán del 100% de las soldaduras de
producción de la línea hasta tanto se compruebe la inexistencia de
rechazos, luego serán de un mínimo del 10% de las completadas
diariamente seleccionadas en forma aleatoria por el operador.
434.8.6 Tipos de soldadura, diseño de juntas y niples de transición
434.8.7 Remoción o reparación de defectos
434.8.8 Precalentamiento y temperatura entre pasadas
434.8.9 Alivio de tensión
434.9 Empalmes
434.10 [ A ] Instalación del caño en la zanja
[ A ] La cañería debe ser instalada de manera de adaptarse a la zanja,
reduciendo al mínimo las tensiones que puedan originarse en ella, y
protegiendo el revestimiento de posibles deterioros.
El relleno de la zanja debe proveer a la línea de apoyo firme, evitando
daños de cualquier clase, incluso aquellos originados en los propios
equipos de construcción o en el relleno.
Cualquier caño ubicado costa afuera con una profundidad de 3,60 m bajo
el agua, pero no más de 200 m medidos desde el nivel de bajamar media,
se instalará de modo tal que la parte superior del caño esté por debajo
del fondo natural, salvo que, por razones justificadas, deba estar
soportado por pilotes, sujetado por anclajes o con revestimiento pesado
de hormigón armado, o protegido por medios equivalentes.
1. Consideraciones generales de instalación
a. En los sistemas de cañerías que operan a tensiones del 20% o más de
la TFME, resulta importante minimizar las tensiones inducidas por la
construcción. El caño debe acomodarse en la zanja sin el uso de fuerzas
exteriores que lo mantengan en su lugar hasta completar el relleno.
b. Inspecciones:
En tierra:
b.1.Se debe inspeccionar el estado del fondo de la zanja, antes de bajar la cañería.
b.2.Se debe inspeccionar la superficie del revestimiento del caño a
medida que se baje a la zanja. Las rayaduras y otros defectos en el
revestimiento pueden indicar que la cañería ha sido dañada después de
haber sido aplicado.
b.3.Se inspeccionará la acomodación del caño antes de proceder a rellenar.
Costa afuera:
b.4.La superficie del revestimiento anticorrosivo será inspeccionada antes de aplica el lastrado.
b.5. El lastrado debe ser inspeccionado antes de soldar cada caño.
c. Protección de cada unión de cañería:
En tierra:
c.1.Como prevención, se recomienda que los tramos de 1000 a 1500 m de
cañería soldada sean sometidos a una prueba de fuga a 1/10 de la MAPO,
previo al revestimiento de sus juntas y a la bajada a la zanja.
c.2.Antes del tendido de los tramos construidos en el fondo de la
zanja, debe limpiarse internamente la cañería, manteniendo siempre con
tapas las bocas de los extremos libres.
Costa afuera:
c.3.En la barcaza del tendido, cada unión soldada será protegida con el
revestimiento correspondiente, y se colará el hormigón de lastre dentro
de un molde o encofrado "perdido", a menos que el procedimiento
constructivo contemple un tiempo de curado suficiente.
434.11 [ A ] Relleno
[ A ] En tierra firme:
El relleno deberá proporcionar un apoyo firme y continuo a la cañería,
depositando en principio una "cama" de suelo seleccionado firme de 20
cm de espesor.
En un río y costa afuera, el relleno de la cañería tendida se
completará totalmente, restituyéndose el lecho a las condiciones
originales.
El relleno de la zanja costa afuera se logrará por el método y con el
material más adecuado a las circunstancias existentes, hasta lograr el
nivel original. Sólo se permite que la deposición natural se complete
hasta el 50% de la altura del relleno, si se presentaran estudios
confiables de sedimentación marina que aseguren la restitución de la
tapada original en un tiempo adecuado, nunca más allá de los seis meses.
En este último caso, si existe la posibilidad de garrado de anclas, es
obligación del operador antes de la puesta en servicio del sistema de
cañerías, correr un scraper calibrador en el tramo afectado.
434.12 [ A ] Restauración de la pista y limpieza
[ A ] El constructor de la línea finalizará el completamiento
electromecánico, antes del inicio de las primeras maniobras de
operación, con la limpieza y recolección de todos los elementos
extraños indeseables incluidas las piedras provenientes de voladuras y
procederá a la restauración de la pista a las condiciones ambientales
iniciales, excepto en aquellos aspectos en que la mecánica de suelos
indique alguna modificación para preservar la integridad de la cañería.
La sobremonta de suelo sobre la tapada no tendrá una altura superior a
30/40 cm y nunca se convertirá en un divisor de aguas superficiales.
434.13 [ A ] Cruces especiales
[ A ] Las soldaduras circunferenciales serán radiografiadas en el 100% de los casos.
434.13.1 Cruces de agua
434.13.2 [ A ] Estructuras elevadas
[ A ] Las memorias de cálculo, los planos de detalle y demás
especificaciones formarán parte del legajo técnico de obra, integrando
la documentación de obra que el operador debe conservar durante toda la
vida útil del sistema de cañerías.
434.13.3 [ A ] Instalación sobre puentes
[ A ] Son consideraciones básicas del diseño la utilización de bridas
aislantes en las acometidas a la estructura existente, así como la
colocación de válvulas de bloqueo confiables en el ingreso y en la
salida.
434.13.4 [ A ] Cruces de carreteras y vías férreas
[ A ] Caño Camisa
1. Se permite el relleno entre el caño principal y la camisa con materiales no conductores e incombustibles apropiados.
2. La consideración principal en este tipo de cruces es la seguridad
pública y la prevención de daños a la cañería de transporte. La cañería
del cruce, en toda zona ferroviaria y de camino debe mantenerse a la
profundidad mínima constante, y será de al menos 1,20 m por debajo de
las soleras de las cunetas.
3. El profesional responsable debe evaluar los componentes de tensión cíclicos, para controlar las fallas por fatiga.
4. Si se sellan los extremos del caño camisa sin venteos, la camisa
debe diseñarse de modo de mantener dicha presión a un nivel de tensión
de no más del 72% de la TFME.
5. El caño camisa debe tener protección catódica.
[ A ] Perforaciones dirigidas
En caso de realizarse perforaciones dirigidas se deberá reunir
información preliminar representativa con el objeto de ajustar las
variables fundamentales del proyecto.
Los parámetros a considerar para la realización de una perforación dirigida son:
1. Caracterización del lugar, que debe incluir:
· Factores Geológicos;
· Aspectos geotécnicos;
· Detalles topográficos e hidrográficos; y
· Exploración del lugar.
2. Consideraciones generales de diseño, que debe incluir:
· Definición del obstáculo a sortear;
· Diseño y definición del perfil de la perforación;
· Especificación de la cañería; y
· Definición del revestimiento externo de la cañería.
3. Análisis de tensiones en la cañería, que debe incluir:
§ Tensiones y cargas propias de la instalación; y
§ Tensiones y cargas propias de la operación.
4. Estudio de impacto ambiental, de acuerdo a lo establecido en la
Disposición de la Subsecretaría de Combustibles Nº 56 del 4 de abril de
1997 o la normativa que la reemplace.
5. Se deberán realizar ensayos de aislamiento eléctrico, conforme a los lineamientos de la norma NACE-RP-01-69 (última edición).
434.14 Construcción sobre tierra firme y aguas costeras
434.15 Válvulas de bloqueo y aislamiento
434.15.1 Generalidades
434.15.2 Válvulas de la línea principal
434.15.3 [ A ] Válvulas en la estación de bombeo, Playas de tanques y Terminales
[ A ] En todos los casos las válvulas de entrada y salida de las
estaciones de bombeo y de las playas de tanques y terminales deben
estar ubicadas a la distancia de seguridad indicada en la Tabla [A]
434.3.1, de manera tal que un accidente con fuego no pueda afectar su
funcionamiento. Dichas válvulas estarán instaladas en cámaras
subterráneas y el operador determinará la necesidad de operarlas a
distancia.
434.16 Conexiones a líneas principales
434.17 [ A ] Trampas Scrapers
[ A ] La trampa scraper y sus componentes deben montarse de acuerdo con
lo especificado en el presente Reglamento y la presión de prueba
aplicada tendrá los mismos límites que los de la cañería troncal.
Estará equipada con los dispositivos de seguridad capaces de aliviar de
manera segura la presión interior antes de introducir o extraer los
scrapers.
El operador debe disponer de los instrumentos y dispositivos adecuados
para conocer si la presión ha sido liberada, y si no lo ha sido, un
enclavamiento debe impedir la apertura de la tapa.
La trampa debe poseer señalizadores que indiquen el ingreso o la salida de esferas y scrapers.
434.18 Marcación de la línea principal
434.19 Control de la corrosión
434.20 Construcción de estaciones de bombeo, playa de tanques y terminales
434.20.1 Generalidades
434.20.2 Ubicación
434.20.3 Instalación de edificios
434.20.4 Equipo de bombeo y generador principal
434.20.5 [ A ] Cañería de estación de bombeo, playa de tanques y terminales
[ A ] Los conductores de energía y fuerza motriz que alimentan motores,
equipos, tableros, edificios, columnas de alumbrado, etc., estarán
adecuadamente distanciados de aquellos circuitos de control e
instrumentación, de manera de evitar la existencia de ruido magnético.
Cuando se instalen en tierra se dispondrán en trincheras o cañeros
prolijamente construidos e instalados, dentro de los edificios y fuera
de ellos, y cuando corresponda se dispondrán dentro de conductos
conforme lo dispone la NFPA 70.
434.20.6 Equipo de control y protección
434.20.7 [ A ] Protección contra el fuego
[ A ] Debe realizarse en un todo de acuerdo con la Ley Nº 13.660 y su
Decreto Reglamentario Nº 10877/60 y la norma para el Proyecto,
Construcción y Operación de Plantas de Almacenamiento de gases licuados
de Petróleo NAG-112.
Pueden utilizarse como norma de consulta la NFPA 30 y en ese caso aplicará siempre la más exigente.
Si el sistema instalado requiere los servicios de bombas contra
incendio, la energía de alimentación de las mismos será independiente
de la alimentación de energía de la instalación principal, de manera
que en una emergencia la parada y/o bloqueo de la misma no las afecte.
434.21 Tanques para almacenamiento y trabajo
434.21.1 Generalidades
434.21.2 [ A ] Ubicación
[ A ] Cuando corresponda deben respetarse las distancias en las
instalaciones fijadas por la Ley Nº 13.660 y su Decreto Reglamentario
Nº 10.877/60, y la Norma para el Proyecto, Construcción y Operación de
Plantas de Almacenamiento de Gases Licuados de Petróleo, NAG-112. En
caso de diferencias de criterio entre las normas mencionadas
prevalecerá el criterio más exigente.
434.21.3 Tanques y almacenamiento tipo caño
434.21.4 [ A ] Fundación
[ A ] Las fundaciones construidas de conformidad con especificaciones y
planos detallados, tendrán en cuenta las condiciones locales del suelo,
el tipo de tanque, el uso y la ubicación geográfica.
Tendrá especialmente en cuenta si están ubicados en zonas sísmicas,
para lo cual el operador debe consultar y aplicar las normas y
especificaciones del Instituto de Prevención Sísmica (INPRES).
434.21.5 [ A ] Diques y paredes contra fuego
[ A ] En la estación de bombeo perteneciente a la cañería troncal, en
playas de tanques y en otras instalaciones, la protección contra daños
por incendios provenientes de instalaciones vecinas, como también la
salvaguarda del público en general, puede indicar la necesidad de muros
de contención y/o pantallas contra fuego alrededor de los tanques o
entre tanques y la estación de bombeo y/u otras instalaciones.
Los muros de contención y las pantallas contra fuego, donde sea
necesario, serán construidas de acuerdo a los requerimientos de la Ley
Nº 13660 y su Decreto reglamentario 10.877 del 9 de septiembre de 1960,
y las normas NFPA 30 y NAG 112.
En el caso de especificaciones distintas, siempre se aplicará la más estricta.
434.22 Instalación eléctrica
434.22.1 Generalidades
434.22.2 Cuidado y manipuleo de materiales
434.22.3 Instalaciones
434.23 Medición de líquido
434.24 Separadores de Líquidos y Filtros
435 MONTAJE DE COMPONENTES DE CAÑERÍA
435.1 Generalidades
435.2 Uniones con espárragos
435.3 Cañerías para las unidades de bombeo
435.4 Colectores
435.5 Cañería auxiliar para petróleo
CAPITULO VI: INSPECCION Y PRUEBAS
436 INSPECCION
436.1 Generalidades
436.2 Inspectores
436.5 Tipo y alcance de los exámenes requeridos
436.5.1 Visual
436.5.2 Tipos de exámenes complementarios
436.6 Reparación de defectos
437 PRUEBAS
437.1 Generalidades
437.1.3 Pruebas de los ítems fabricados
437.1.4 Pruebas después de una nueva construcción
437.4 Prueba de Presión
437.4.1 [ A ] y [ R ] Prueba Hidráulica
[ R ] (a) Para los fluidos Categoría A en todas las clases de trazado,
el sistema de cañería deberá ser sometido a una prueba hidráulica con
un valor de presión equivalente a no menos de 1,25 veces la presión
interna de diseño (apartado 401.2.2) durante un lapso no menor de 4
horas continuas.
Para fluidos Categoría B, el sistema de cañería será sometido a una
prueba hidráulica con un valor equivalente a no menos de multiplicar el
factor indicado en la tabla siguiente por la presión interna de diseño
(sección 401.2.2), durante un lapso no menor de 4 horas continuas. Ver
Tabla [A] 437.4.1 (a).
TABLA [A] 437.4.1(a) - Factor de Prueba Hidráulica
|
Fluidos categoría B y Clase de Trazado |
Factor de Prueba Hidráulica |
|
Clase 1 |
1,25 |
|
Clase 1- División 1 |
1,25 |
|
Clase 2 |
1,25 |
|
Clase 3 |
1,5 |
|
Clase 4 |
1,5 |
Nota 1 - Para tramos instalados costa afuera, no ubicados sobre plataformas de producción, el factor es 1,25.
Nota 2 - Para tramos ubicados sobre plataformas costa afuera o en aguas
interiores, incluyendo la acometida costera, el factor es 1,5.
Para la acometida el factor será 1,5 desde la línea de las más altas
mareas hasta una profundidad de 9 metros, tomados con referencia al
nivel medio del mar.
Cuando las cañerías sean probadas a presiones que desarrollen una
tensión circunferencial, basada en el espesor nominal de la pared, que
excedan al 90% de la tensión de fluencia mínima especificada del caño,
se deberá considerar los requerimientos descriptos en el procedimiento
de la Sección N 5.0 del apéndice N del Código ASME B31.8.
[ R ] (c) La prueba hidráulica, debe ser realizada con agua de
naturaleza tal que no sea perjudicial para la cañería, por lo cual se
elimina la posibilidad de utilizar agua de producción o salada. En caso
que las condiciones operativas no permitan el uso de agua, se
solicitará a la Autoridad de Aplicación la utilización de otro tipo de
fluido junto con los elementos que justifiquen tal solicitud.
[ A ] (g) El operador confeccionará un protocolo de la prueba con los
detalles y datos correspondientes incluyendo los gráficos y registros,
conteniendo como mínimo la siguiente información:
1. Datos de calibración de los instrumentos utilizados.
2. El nombre del operador, el nombre del empleado del operador o
contratista responsable de la realización de la prueba, el nombre de la
compañía contratada si fuera el caso.
3. La fecha de la prueba y tiempo empleado.
4. Fluido de prueba utilizado y su composición.
5. Las cartas de registro de presiones y otros registros de lectura de presión y temperatura.
6. Variaciones de elevaciones que sean significativas (más de 30 m).
7. Pérdidas y fallas registradas junto con su ubicación.
8. Temperatura del medio de prueba y de la cañería durante la prueba.
9. Al menos los registros y protocolos de la última prueba efectuada al
sistema de cañerías debe permanecer archivada mientras permanezca en
servicio.
437.4.3 Prueba de hermeticidad
437.6 Ensayos de certificación
437.6.1 Examen Visual
437.6.2 Propiedades de flexión
437.6.3 Determinación del espesor de pared
437.6.4 Determinación del factor de junta de soldadura
437.6.5 Soldabilidad
437.6.6 Determinación de la tensión de fluencia
437.6.7 Tensión de fluencia mínima
437.7 Registro
437.7.1 Curvas confeccionadas a partir de caño
[A] (e). En un caño con soldadura longitudinal, la costura debe estar
tan cerca como sea posible del eje neutro de la curva, a menos que:
i. La curva fuera confeccionada con un mandril interior para doblado; o
ii. El caño tenga un diámetro nominal igual a 324 mm.(12 3/4 in) o
menor, o que tenga una relación entre el diámetro nominal respecto al
espesor de pared del caño menor que 70.
CAPITULO VII: PROCEDIMIENTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO
450 PROCEDIMIENTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO QUE AFECTAN LA SEGURIDAD DE LOS SISTEMAS DE TUBERIAS DE TRANSPORTE
450.1 Generalidades
450.2 [ A ] Planes y Procedimientos de Operación y Mantenimiento
[ A ] a) Los procedimientos de mantenimiento del sistema de protección
anticorrosiva estarán incluidos en el Manual de Mantenimiento del
operador (MM), mientras que las actividades correspondientes a la
inspección interna mediante herramientas inteligentes estarán incluidas
en el Plan de Gerenciamiento de Integridad (PGI) del Capítulo X del
presente Reglamento.
[ A ] b) Las medidas preventivas y mitigativas adicionales que el
operador decida implementar deberán estar alineadas con lo definido en
este Capítulo y con las recomendaciones del Plan de Gerenciamiento de
Integridad (PGI).
[ A ] c) Los procedimientos relacionados con el análisis de las fallas
no deben constar en el Manual de Mantenimiento (MM), sino que estarán
incluidos entre los procedimientos del Plan de Gerenciamiento de
Integridad (PGI)
[ A ] d) Las áreas que presentan mayor riesgo al público y al ambiente
(áreas sensibles) están determinadas en el Plan de Gerenciamiento de
Integridad (PGI) mientras que los procedimientos específicos de cómo
llevar a cabo las actividades y los registros correspondientes estarán
contenidos en el manual de Mantenimiento (MM).
451 OPERACION Y MANTENIMIENTO DE CAÑERIAS
451.1 [ A ] Máxima Presión de Operación Admisible (MAPO)
[ A ] a) Excepto para ondas de presión u otras variaciones de la
presión normal, no se podrá operar un caño a una presión que exceda
cualquiera de las siguientes:
1. La presión de diseño del caño será determinada de acuerdo a la
sección 402.3, si alguno de los parámetros de la fórmula de diseño
fueran desconocidos se podrá utilizar una de las siguientes presiones
como presión de diseño:
i. La presión que resulta de afectar con el factor K (Ver Tabla [A]
451.1(1)) la presión de prueba que produce fluencia, siguiendo el
procedimiento de la sección N 5.0 del apéndice N del Código ASME B31.8.
Se deberán considerar los factores determinados en la sección 402.3; o
ii. Para caño de diámetro igual o menor a 324 mm (12 ¾) que no fue probado bajo esta sección será 1379 kPa (200 p.s.i.)
TABLA [A] 451.1( 1 ) - Factores K para la determinación de la MAPO
|
Tipo de Fluido y Clase |
Factor |
|
Fluido categoría "A" (para todas las clases de trazado) |
1,25 |
|
Fluidos categoría "B" |
|
|
Clase 1 |
1,25 |
|
Clase 2 |
1,25 |
|
Clase 3 |
1,5 |
|
Clase 4 |
1,5 |
NOTA 1: Para tramos instalados costa afuera, no ubicados sobre plataformas, el factor es 1,25
NOTA 2: Para tramos ubicados sobre plataformas costa afuera o en aguas interiores, incluyendo la acometida, el factor es 1,5.
2. La presión de diseño del componente más débil del sistema.
3. La presión que resulta de afectar con el factor K la presión de
prueba de cualquier porción de la cañería que haya sido probada
siguiendo los lineamientos de la sección 437.
4. La presión que resulta de afectar con el factor K la presión de
prueba en fábrica o prueba prototipo para cualquier componente
individual exceptuado de prueba hidráulica según lo determinado en la
sección 437.1.4.
5. Para caños que no hallan s.ido probados bajo la sección 437,
corresponde la máxima presión de operación al que el mismo ha sido
sometido en los últimos 5 años durante un período mayor a 4 horas
contínuas con registros fehacientes de tal situación.
b) Ningún Operador permitirá variaciones de la presión de operación
normal que excedan el 110% de la presión establecida en el punto a) de
esta sección. Para ello deberá disponer de los equipos de protección y
control que garanticen dichos límites.
451.2 Comunicaciones
451.3 Marcadores y carteles de la línea
451.4 Mantenimiento de Picada
451.5 Patrullaje
451.6 Reparación de Caños
451.6.c [ A ] Dispositivos de Seguridad Contra Sobre Presión y Sobrellenado
[ A ] A fin de determinar el buen funcionamiento, la correcta condición
mecánica y la adecuada capacidad y disponibilidad del servicio, el
operador deberá inspeccionar y probar los dispositivos limitadores de
presión, válvulas de alivio, reguladores de presión y otros elementos y
equipos de control de presión, con la siguiente frecuencia:
· Para fluidos Categoría A: al menos una vez al año y que el intervalo no supere los 15 meses.
· Para fluidos Categoría B: al menos 2 veces al año y que el intervalo no supere los 7 meses y medio.
451.6.d [ A ] Programa de Prevención de daños
El operador deberá implementar un Plan de Prevención de Daños siguiendo los lineamientos del Apéndice N del presente Reglamento.
451.6.1 Generalidades
451.6.2 [ A ] Remoción de Defectos
[ A ] A fin de determinar el tipo de reparación necesaria, la
evaluación de los defectos se llevará a cabo de acuerdo a lo
establecido en el Capítulo X, el cual completa lo indicado en este
punto.
451.6.3 Requerimientos de prueba de reparaciones para cañerías que
operan a un nivel de tensión superior al 20% de la Tensión Mínima de
Fluencia Especificada
451.7 [ A ] Reducción de la Presión de Operación en Cañerías
[ A ] c) El operador podrá utilizar los procedimientos de cálculo de
presión de falla incorporados en el capítulo X del presente Reglamento
Técnico (RT) a los fines de calcular la reducción de presión necesaria
ante el conocimiento de defectos en la cañería.
d) El operador deberá mantener procedimientos para reducir la presión
de operación en los casos en que se realizan tareas sobre la cañería
tales como:
· Nuevas derivaciones mediante hot tap.
· Reparaciones de defectos (volumétricos, planos o geométricos), considerando la severidad de los mismos.
· Investigación de defectos (volumétricos, planos o geométricos) considerando la severidad de los mismos.
· Renovación del revestimiento.
· Instalación o remoción de anclajes sobre la cañería.
· Recomposición de tapada sobre cañería o trabajos de movimientos de suelo.
· Excavaciones.
· Reparación de fugas o pérdidas.
· Contacto con la cañería por terceros.
· Vandalismo.
· Desplazamiento del terreno o situaciones donde la cañería queda expuesta.
451.8 [ R ] Mantenimiento de Válvulas
[ R ] a) El operador deberá mantener las válvulas en condiciones de ser correctamente operables en todo momento.
b) Todo operador debe inspeccionar las válvulas de línea para
determinar su correcto funcionamiento, al menos dos veces al año y que
el intervalo no supere los 7 meses y medio.
c) Todo Operador debe proveer los medios necesarios para garantizar la
protección de las válvulas contra la acción de vandalismo y evitar la
operación no autorizada.
451.9 Cruces de vías o caminos sobre cañerías existentes
451.10 Acometidas a plataformas en aguas interiores
452 OPERACION Y MANTENIMIENTO DE ESTACIONES DE BOMBEO, TERMINALES Y PLAYAS DE TANQUES
452.1 Generalidades
452.2 Equipamiento de Protección y Control
452.3 Recipientes de Almacenamiento
452.4 Almacenamiento de Materiales Combustibles
452.5 Cercos Perimetrales
452.6 Señales
452.7 Prevención de Ignición Accidental
453 CONTROL DE LA CORROSION
454 PLAN DE EMERGENCIA
455 REGISTROS
456 CALIFICACION DE UNA CAÑERIA PARA OPERAR A UNA PRESION MAYOR
457 [ A ] DESAFECTACION Y ABANDONO DE INSTALACIONES
[ A ] Las cañerías a ser desafectadas o abandonadas deberán ser tratadas siguiendo los lineamientos del apéndice P.
477 [ A ] Movimiento de Cañería
Ningún operador podrá mover un caño, a menos que la presión de
operación sea reducida a un valor de seguridad respecto de la presión
operativa y confirmada mediante cálculo.
CAPITULO VIII: CONTROL DE LA CORROSION
460 GENERAL
461 CONTROL DE LA CORROSION EXTERNA PARA CAÑERIAS ENTERRADAS O SUMERGIDAS
461.1 Instalaciones Nuevas
461.1.1 [ R ] General
[ R ] (a) El control de la corrosión externa deberá ser aplicado a la
totalidad de las cañerías nuevas (enterradas o sumergidas) de acuerdo
con la Práctica Recomendada NACE RP-01-69 ultima revisión.
461.1.2 [ A ] Revestimiento Protector
[ A ] (a) (6) Los revestimientos a emplear deberán ser resistentes a los hidrocarburos y al despegue catódico.
461.1.3 Sistema De Protección Catódica
461.1.4 Aislación Eléctrica
461.1.5 [ R ] Puntos De Medición
[ R ] (a) Para instalaciones en tierra se colocarán puntos de medición
de potenciales a intervalos de 1 Km (+/- 10%), pudiéndoselos desplazar
sólo en aquellos casos que resulte de difícil cumplimiento.
En el caso de líneas sumergidas, en tramos con una longitud mayor a 1,5
Km se utilizarán relevamientos de potenciales continuos (empleando
metodología reconocida internacionalmente) entre los puntos extremos de
la línea a fin de controlar y garantizar los niveles de protección.
461.1.6 Interferencia Eléctrica
461.2 Sistemas de Cañerías Existentes
461.3 [ A ] Monitoreo
[ A ] (b) (1) Se deberán llevar a cabo relevamientos continuos de
potenciales (CIPS) estructura medio OFF (sin corriente aplicada) y ON
(con corriente aplicada), en los siguientes casos:
· Cuando no se pueda garantizar los potenciales entre los puntos kilométricos de monitoreo.
· En zonas protegidas con sistemas galvánicos interconectados a la cañería a través de cajas de conexión.
· Para el caso de ánodos galvánicos conectados directamente a la
cañería, el operador deberá instalar cajas de interconexión que
permitan desvincularlos, o presentar una tecnología alternativa.
· En aquellas zonas donde se registren fallas por corrosión no
concordantes con los datos históricos de los niveles de protección
catódica en ellas.
· En todos aquellos casos que se detecten problemas de interferencia de cualquier tipo.
La frecuencia de los relevamientos será responsabilidad del operador
quien deberá garantizar el control anticorrosivo. En ningún caso el
lapso entre monitoreos será mayor de 15 meses.
462 CONTROL DE LA CORROSION INTERNA
462.1 Instalaciones Nuevas
462.2 Cañerías Existentes
462.3 Monitoreo
463 CONTROL DE LA CORROSION EXTERNA PARA CAÑERIAS EXPUESTAS A LA ATMOSFERA
463.1 Instalaciones Nuevas
463.2 Cañerías Existentes
463.3 Monitoreo
464 MEDIDAS CORRECTIVAS
465 REGISTROS
CAPITULO IX: SISTEMAS DE CAÑERIAS COSTA AFUERA PARA HIDROCARBUROS LIQUIDOS
(Capítulo derogado por art. 6° de la Resolución N° 951/2015
de la Secretaría de Energía B.O. 04/11/2015. Vigencia: a partir de su
publicación en el BOLETIN OFICIAL DE LA REPUBLICA ARGENTINA)
(Nota Infoleg: por art. 2° de la Resolución N° 951/2015
de la Secretaría de Energía B.O. 04/11/2015 se establece que Reglamento
Técnico para el Transporte de Hidrocarburos Líquidos y Gaseosos por
Ductos Submarinos aprobado por el artículo 1° de la norma de referencia
reemplaza, para los oleoductos, poliductos y terminales marítimas, las
disposiciones del presente Capítulo, y toda otra disposición referida a
instalaciones costa afuera que pudiera estar contenida en este anexo.
Vigencia: a partir de su publicación en el BOLETÍN OFICIAL DE LA
REPÚBLICA ARGENTINA)
CAPITULO X [ A ]: PLAN DE GERENCIAMIENTO DE INTEGRIDAD
PARTE 1: INTRODUCCION Y OBJETIVOS
501 INTRODUCCION
501.1 Generalidades
Esta sección describe un proceso para gerenciar la integridad de un
sistema de transporte de hidrocarburos líquidos. Dicho proceso se
describe en el gráfico "Elementos del Plan de Gerenciamiento de
Integridad".
Estos elementos en conjunto proveen la base para un plan de gerenciamiento de integridad comprensivo, sistemático e integrado.
Las definiciones de la terminología utilizada en el presente Capítulo se encuentran en la sección 504.
501.2 Propósitos y Objetivos
El objetivo del presente Capítulo de este Reglamento es que los
operadores de sistemas de transporte de hidrocarburos líquidos por
cañerías, implementen un Plan de Gerenciamiento de Integridad (PGI),
que a través de la sistematización y análisis de la información,
permita adecuar las prácticas de Operación y Mantenimiento, evitando la
ocurrencia de derrames o fugas que puedan dañar a los empleados, al
público en general, al ambiente y a otras instalaciones.
Atento a ello, se requiere que dichos operadores desarrollen planes de integridad que contengan las siguientes acciones básicas:
· Evaluación de los riesgos derivados de las amenazas existentes en los distintos tramos del sistema de cañerías.
· Evaluación de la integridad de las cañerías, después de haber
implementado el Plan de Relevamiento Base (PRB), al menos cada 5 años,
mediante herramientas de Inspección Interna (II) o Prueba Hidráulica
(PH).
· Reparación de los defectos encontrados con tiempos de respuesta prescriptos según su severidad.
· Implementación de Acciones Preventivas y Mitigativas Adicionales (APyMA) para Areas Sensibles (AS).
· Informar a la Autoridad de Aplicación en forma periódica los planes a
implementar en el ciclo anual próximo y los resultados del ciclo anual
anterior y las desviaciones a los requerimientos que en el presente
Reglamento se especifican.
· Implementación de un Plan de Gerenciamiento de Integridad (PGI) que
garantice el cumplimiento de las disposiciones de esta sección.
501.3 Elementos del Plan de Gerenciamiento de Integridad (PGI)
El PGI se implementará en distintas etapas, a saber:
· Recopilar e integrar la información existente.
· Elaborar un Análisis de Riesgo Básico (ARB).
· Elaborar un Plan de Relevamiento Base (PRB).
· Elaborar un Plan de Respuesta (PR).
A partir de este punto, se inicia un ciclo anual o proceso continuo en
el cual se implementarán las siguientes actividades planificadas:
· Realizar las inspecciones planificadas (Inspección Interna (II),
Prueba Hidráulica (PH) o cualquier otro medio que garantice un nivel de
comprensión equivalente).
· Realizar las reparaciones que surjan del resultado de las inspecciones.
· Actualizar, integrar y revisar la información colectada.
· Recalcular el riesgo con la experiencia acumulada del ciclo anterior.
· Elaborar un Plan de Colección y Mejora de Datos (PCyMD).
· Revisar el Plan de Inspección (PI) y el Plan de Acciones Preventivas y Mitigativas Adicionales (APyMA).
§ Evaluar la efectividad del sistema.
501.4 Requerimientos Generales del Plan de Gerenciamiento de Integridad (PGI)
El operador deberá desarrollar y documentar los procedimientos de
inspección, evaluación y reparación de los sistemas de transporte así
como documentar el proceso que garantice la revisión y mantenimiento
del PGI.
A través del PGI se analizarán todas las amenazas aplicables a cada
tramo de los sistemas de transporte alcanzado por el presente
Reglamento.
Se analizará toda la información disponible y se definirá un Plan de
Colección y Mejora de Datos (PCyMD) para los tramos en que no se
disponga de información con la calidad y cantidad acorde con las
necesidades del PGI.
La información que soporta al PGI (documentos y registros) deberá estar contenida en una base de datos.
El operador deberá implementar un sistema de evaluación de riesgos
Análisis de Riesgo (AR) que le permita desarrollar la planificación de
las actividades de Integridad.
Para las Areas Sensibles (AS) se implementarán Acciones Preventivas y Mitigativas Adicionales (APyMA) para minimizar el riesgo.
El operador deberá desarrollar y documentar criterios y procedimientos
para reparar los defectos que detecte mediante las inspecciones
periódicas estipuladas en el presente Reglamento. Dichos defectos serán
evaluados y de acuerdo a su condición de severidad serán clasificados
como de reparación inmediata, con plazos de hasta 60 días ó 180 días.
El PGI deberá ser revisado y actualizado en forma anual y un conjunto
mínimo de información deberá ser presentado a la Autoridad de
Aplicación en forma mandatoria. Se reportarán también un conjunto de
indicadores de eficiencia de gestión.
El presente Capítulo está íntimamente relacionado con el de Operación y
Mantenimiento (Capítulo VII). En el PGI se indica el ¿qué? y el
¿cuándo?, mientras que el ¿cómo inspeccionar, mantener y reparar? debe
estar incluido en el manual de Operación y Mantenimiento del operador.
Ante un incidente el operador deberá presentar el Informe inmediato
siguiendo los lineamientos indicados en la Resolución de la SECRETARIA
DE ENERGIA Nº 24 del 12 de enero de 2004, o la normativa que la
reemplace en el futuro.
El Operador deberá presentar en el término de 120 días de ocurrido el
incidente un Informe Final de Derrame, Fuga o Rotura que indicará
claramente las causas que produjeron los mismos y los mecanismos de
falla actuantes (ver Anexo 2).
Se deberá elaborar y mantener actualizado un programa escrito de
capacitación de personal propio y contratado que desarrolle las tareas
inherentes a este Reglamento.
El operador deberá establecer un organigrama que determine las
responsabilidades que competen a las diferentes tareas a las que
involucra el presente Reglamento. Asimismo deberá informar a la
Autoridad de Aplicación quien será el Responsable Técnico e
Interlocutor autorizado en lo referente a la implementación del PGI.
Debiéndolo mantener actualizado ante cada cambio que se produzca.
El cronograma de cumplimiento que se establece en el presente Capítulo es de carácter mandatario.
501.5 Principios Guía
Existen ciertos principios que sostienen el desarrollo del presente
Capítulo, los mismos se reflejan a lo largo de las distintas secciones
y se describen a continuación con el objeto de mostrar un sentido más
amplio de la integridad de las instalaciones.
· La integridad debe ser constituida a partir del planeamiento, diseño
y construcción. El gerenciamiento de la integridad de una cañería
comienza con el diseño correcto y la construcción de la línea. Las
guías mínimas para un correcto diseño se proveen en este Reglamento. El
diseñador deberá contemplar las características del tipo de fluido e
impacto sobre el ambiente que produciría una falla. El diseño no es
parte de este capítulo, sin embargo las especificaciones de diseño e
información conforme a obra proveerán una importante información de
base para el PGI.
· El PGI será desarrollado por personal capacitado, utilizando procesos
definidos para operar y mantener las instalaciones. La integridad de
una instalación física es solamente parte del sistema completo que
permite al operador reducir tanto el número de incidentes así como los
efectos que producen dichos incidentes. El sistema integral también
incluye las personas que operan las instalaciones y el proceso de
trabajo que los empleados usan y siguen. Un PGI debe comprender a las
personas, procesos e instalaciones.
· El PGI debe ser flexible. El programa debe estar hecho a la medida de
las condiciones del sistema y del operador. Además, el programa debe
ser evaluado y actualizado en forma continua incorporando los cambios
en el diseño, operación, ambiente, obras de terceros o propias en las
cercanías y las actualizaciones de la información de operación y
mantenimiento. La evaluación continua es necesaria para asegurar que el
programa toma las ventajas que ofrecen las nuevas tecnologías, que
acompaña a las necesidades del negocio del operador y que efectivamente
apunta a los objetivos planteados para la integridad.
Los Operadores tienen muchas opciones para manejar los riesgos. Los
componentes de las instalaciones pueden ser cambiados, se puede
reforzar la capacitación del personal que opera el sistema, se pueden
cambiar los procesos o procedimientos o implementar la combinación de
actividades que provea el mayor impacto sobre la reducción del riesgo.
· La integración de la información es un elemento clave para manejar la
integridad del sistema. Para el proceso de decisión de las actividades
de gerenciamiento de integridad es fundamental la integración de la
información disponible. La información que puede impactar en el
entendimiento de los riesgos más importantes a la integridad de los
sistemas puede provenir de las más variadas fuentes. El operador es
quien está en la mejor posición para colectar y analizar dicha
información. Integrando esa información es que podrá tomar las
decisiones más prudentes para reducir el riesgo.
· Preparar y conducir un Análisis de Riesgo (AR) es imprescindible para
manejar la integridad de un sistema. La evaluación de riesgo es un
proceso analítico a través del cual el operador determinará las
distintas adversidades o condiciones que pueden impactar sobre la
integridad del sistema, la probabilidad de que esos eventos o
condiciones vayan en detrimento de la integridad, la naturaleza y
severidad de las consecuencias que puedan ocurrir luego a causa de una
falla, fuga o rotura. Este proceso analítico comprende la integración y
el análisis de los datos de diseño, construcción, operación,
mantenimiento, pruebas, y otras informaciones acerca del sistema. El
Análisis de Riesgo (AR) puede tener varios alcances, variando los
niveles de detalle y los métodos utilizados. No obstante, el objetivo
final de evaluar riesgo es identificar y priorizar los riesgos mas
significativos permitiendo al operador tomar decisiones apropiadas
acerca de dichos temas.
· La evaluación del riesgo es un proceso continuo. El Análisis de
Riesgo (AR) de un sistema es un proceso interactivo. El operador debe
periódicamente colectar información adicional del sistema y de la
experiencia. Esta información debe ser incorporada al proceso de
análisis de riesgo y el operador deberá, de acuerdo a la relevancia de
los nuevos datos, ajustar las acciones del PGI. Un cambio de las
tecnologías puede afectar la frecuencia de inspección, o producir
modificaciones adicionales al sistema. Los objetivos del gerenciamiento
de integridad de los diferentes sistemas pueden ser distintos y
adecuados para cada uno.
· Se deben implementar acciones de mitigación para defectos que
potencialmente puedan producir las fallas. Los operadores deben tomar
acción para corregir los problemas de integridad que surjan de la
evaluación y análisis de la información, deben evaluar las anomalías e
identificar aquellas que representan una amenaza a la integridad del
sistema. Deben tomarse acciones que eliminen dichas amenazas.
· La nueva tecnología debe ser evaluada y utilizada en forma apropiada.
La nueva tecnología debe ser comprendida e incorporada en el contexto
del PGI. Como toda nueva tecnología debe ser incorporada en la medida
que ayude al operador a evaluar el riesgo o a mejorar las herramientas
analíticas que permiten evaluarlo.
Los operadores deben periódicamente evaluar las habilidades de las
nuevas tecnologías y técnicas que puedan proveer una mejora en el
entendimiento de las condiciones de las instalaciones, proveyendo así
una oportunidad de reducir el riesgo.
· El PGI debe ser evaluado a intervalos regulares. En el presente
Reglamento se indican las prescripciones de plazos, se requiere que el
operador haga entregas de información a intervalos regulares y que
notifique previamente en los casos en que se desviará de las
prescripciones requeridas.
Los operadores deben alentar el uso de revisiones internas del sistema
para garantizar la efectividad del mismo en lo que hace a los objetivos.
502 ALCANCE
De acuerdo a lo definido en el Capítulo I.
502.1 Aplicación del PGI para operadores con más de un sistema de cañerías
Los operadores tendrán flexibilidad en la confección de su Plan de
Relevamiento Base (PRB), el mismo podrá involucrar sistemas, áreas o
unidades de negocio. Por ello un operador que cuente con más de un
sistema podrá confeccionar un plan individual para cada sistema o un
plan global para todos o más de uno de sus sistemas de cañerías,
priorizando las actividades en base a los resultados obtenidos del
Análisis de Riesgo (AR), siempre de acuerdo al criterio y la absoluta
responsabilidad del operador.
503 DOCUMENTACION INCLUIDA POR REFERENCIA
· API 1110 Pressure Testing Liquid Pipelines.
· API STANDART 1160:Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines.
· API 579 Fitness for Service.
· API 570 Piping inspection code: Inspection, repair, Alteration and Reconstruction.
· DOT 49 CFR part 195.450 y 195.452 Pipeline Integrity Management.
· NACE Standard RP0102 "Standard recommended Practice In Line Inspection of Pipelines".
· API Recommended Practice 2200 "Repairing Crude Oil, Liquefied Petroleum Gas, and Product Pipelines".
· ASME / ANSI B 31.G "Manual For Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines".
· AGA Pipeline Research Committee Project PR – 3 – 805 "A Modifies
Criterion for Evaluating the Remaining Strength of Corroded Pipe".
· AGA "FINAL REPORT - CONTINUED VALIDATION OF RTSRENG" Line Pipe
research Supervisory Committee - Pipeline Research Committee o PRCI
Contract Nº PR 218- 9304.
· Pipeline (in service) Repair manual; pipeline research Council
International, project PR-218- 9307, Dec 94, Kiefner, J.F. Bruce, WA
Stephens, D.R..
· "Guidance for the assessment of Dents on Welds" pipeline Research
Council International, project PR-*218-9822, Dec 99, Rossenfeld M.J.
504 DEFINICIONES
Amenazas:
Son los fenómenos que actúan sobre las cañerías provocando una merma en
sus condiciones de integridad. En la sección 508.1 de este Reglamento
se incluyen las nueve categorías de amenazas posibles que deben
analizarse en todos los tramos de los sistemas de transporte evaluados
mediante el PGI.
Análisis de Riesgo (AR):
Proceso sistematizado que permite evaluar en forma conjunta, para una
localización dada, la probabilidad de que ocurra una falla y las
consecuencias que produciría la misma.
Areas Sensibles (AS):
Son las áreas donde una eventual fuga o rotura produciría daños de gran magnitud a las personas o al ambiente.
A los efectos de considerar los posibles daños a las personas se
utilizará el concepto de clase de trazado, considerándose Areas
Sensibles (AS) a las zonas donde las cañerías atraviesen clases de
trazado 3 y 4.
Respecto a los eventuales daños al ambiente se considerarán Areas
Sensibles (AS) a las líneas costa afuera incluyendo las instalaciones
de las boyas y cuando las cañerías atraviesan:
- cursos de agua o cauces temporales.
- sitios de interés ecológico (esenciales para la supervivencia de especies).
- lagunas, playas, salinas o mallines.
- sitios declarado área natural o reserva.
- sitios declarados de interés arqueológico, histórico, cultural y/o paleontológico.
- reservas aborígenes.
- zonas identificadas como Areas Sensibles (AS) en los estudios
ambientales realizados de acuerdo a la Disposición de la Subsecretaría
de Combustibles Nº 56 del 4 de abril de 1997, o la normativa que la
reemplace en el futuro.
Base de Datos (BD):
Conjunto de archivos magnéticos y documentos donde se almacena la información necesaria para elaborar y respaldar al PGI.
Condición anómala:
Situación en que las cañerías operan fuera de las condiciones de diseño
originales o con una merma en su integridad debido a la degradación de
alguna de las propiedades de la cañería o su entorno. Esta situación
puede perdurar por múltiples factores, entre ellos el impedimento de
acceder a la cañería por razones climáticas o de seguridad, por fuerza
mayor, o porque operativamente resulta imposible interrumpir en forma
imprevista el servicio de transporte. Se entiende que la condición
anómala comienza a partir del conocimiento de la misma por el operador
y finaliza cuando el operador realiza las tareas de mantenimiento
necesarias como para restituir la condición de integridad original de
diseño.
Corrosión Bajo Tensiones (Stress Corrosion Cracking) (SCC):
Es un término que describe a un mecanismo de fisuración de gasoductos y
oleoductos donde actúan en conjunto el medio corrosivo, el material de
construcción, las tensiones de tracción y la temperatura.
Daño por Terceros (DPT):
Es el daño que se ocasiona a la cañería por actividades relacionadas
con tareas o trabajos en las proximidades. Estos daños pueden ser
directos, tal como un golpe a la cañería con una retroexcavadora, o
indirectos tal como movimientos de tierra que producen desviaciones de
cursos de agua afectando a la cañería. A los efectos de mitigar su
ocurrencia estos daños pueden subdividirse en tres grupos de acuerdo al
causante de los mismos: a) primeras partes: producidos por personal
propio del operador, b) segundas partes: producidos por personal
contratado por el operador y c) terceras partes: producidos por
personas o trabajos no relacionados en forma directa con el operador.
Defectos Geométricos:
Son los que afectan la geometría de la cañería, debiéndose mayormente a
problemas de montaje o daños por terceros, son las abolladuras y
pliegues. También pueden presentarse en combinación con defectos planos
(fisuras) o volumétricos (corrosión principalmente), condición que
modifica drásticamente la vida remanente de los mismos.
Defectos Planos:
Son los que generan discontinuidades en la pared de la cañería,
mayormente son las fisuras o colonias de fisuras, siendo necesario
utilizar ensayos no destructivos para detectarlos y dimensionarlos.
Generalmente producen roturas en lugar de fugas. Dentro de los defectos
planos también se incluyen las discontinuidades en las soldaduras
longitudinales, tal como los defectos de fabricación en los tubos
construidos con soldadura ERW de baja frecuencia.
Defectos Volumétricos:
Son los que presentan pérdida de metal volumétrica, es decir una merma
en la cantidad de metal de la pared de la cañería, y se pueden ver a
simple vista cuando son externos o detectar con ultrasonido cuando son
internos. Generalmente son consecuencia de la corrosión, pueden también
deberse a problemas de fabricación de la chapa o por daños mecánicos
luego de la instalación.
Falla:
Fuga o Rotura producida en la cañería.
Fuga:
Toda pérdida de fluido que ocurre involuntariamente liberando producto
al ambiente. La misma ocurre a través de un orificio o fisura o
cualquier discontinuidad en la cañería, que permita la liberación del
producto. La discontinuidad producida en la cañería no tiene
dimensiones suficientes como para perder la geometría y la cañería
mantiene todavía la posibilidad de mantener la presión interior
diferente de la atmosférica.
Incidente:
Suceso imprevisto que puede derivar en daños a personas, instalaciones y/o al ambiente. Inspección Interna (II):
Método de evaluación de integridad que se realiza introduciendo una
herramienta inteligente dentro de la cañería, que colecta información
de los defectos de la misma, que luego es procesada para obtener las
dimensiones y localización de los defectos.
Existen herramientas de inspección interna apropiadas para detectar y
dimensionar cada tipo de defectos en particular geométricos,
volumétricos y planos.
Manual de Integridad (MI):
Es un documento donde figuran los métodos de inspección y de
evaluación, las especificaciones técnicas de las herramientas de
inspección, las especificaciones para la PH, los criterios de
aceptación y rechazo de defectos, los plazos máximos para las
reparaciones (PR), los registros que se relevarán durante las
reparaciones en concordancia con las necesidades del PGI, la
capacitación del personal, el organigrama y toda otra documentación de
respaldo referente a las actividades de integridad que el operador
considere necesario incluir.
Máxima Presión de Operación (MOP):
Es la presión local máxima que se dio en un determinado punto de la
cañería en los últimos 6 meses y se mantuvo por al menos 4 horas. Se
utiliza como referencia para determinar las reducciones de presión para
los defectos de reparación inmediata.
Medidas Mitigativas:
Medidas tomadas para minimizar o eliminar las consecuencias de una
posible falla en la cañería. Por ejemplo: instalación de válvulas,
mejora o implementación del sistema de detección de fugas,
implementación y mejora del plan de contingencia, etc.
Medidas Preventivas:
Medidas tomadas para reducir la probabilidad de falla en una cañería.
Por ejemplo: mejora en el plan de prevención de daños por terceros,
mejora en el monitoreo y mantenimiento de la protección anticorrosiva,
mejora en el plan de mantenimiento de las instalaciones de alivio y
control de la presión.
Plan de Colección y Mejora de Datos (PCyMD):
Es un plan donde el operador detalla el momento y tipo de relevamiento
que realizará para mejorar la calidad y cantidad de los datos de
integridad. La certeza de los resultados que se obtengan del Análisis
de Riesgo (AR) está íntimamente ligada a la calidad de los datos de
entrada al sistema. La incertidumbre en los datos de entrada generará
desconfianza en los resultados y esto estará reflejado en un aumento en
los costos de inspección y reparación. El operador deberá balancear los
costos que representan mejorar los datos en oposición con los gastos de
inspección y reparación. Ejemplo de la colección y mejora de datos
puede ser caracterizar el material del tubo, ya que el desconocimiento
de este dato obligará a asumir una calidad mínima que redundará en
mayor cantidad de reparaciones.
Plan de Gerenciamiento de Integridad (PGI):
Es un conjunto de políticas, procesos y procedimientos que sustentan
las acciones de inspección, mantenimiento, operación y capacitación
relacionadas con la integridad.
Plan de Inspección (PI):
Es el Plan de Relevamiento Base (PRB) actualizado con los datos
relevados durante el primer período anual de inspecciones. Es decir,
una vez concluida la primera campaña de inspecciones y reparaciones,
toda la información recopilada realimenta el Análisis de Riesgo (AR),
con estos datos actualizados se revisa el Plan de Relevamiento Base
(PRB) que se transforma a partir del segundo período en el Plan de
Inspección (PI) que será revisado anualmente.
Plan de Relevamiento Base (PRB):
Es el plan donde el operador describe, para todos los tramos alcanzados
por el presente Reglamento, con qué método inspeccionará la línea y en
qué momento. El Plan de Relevamiento Base (PRB) se elaborará en base a
los resultados obtenidos del ARB, de las posibilidades operativas del
sistema y de la experiencia propia de la empresa o de empresas
similares, no obstante se deberán inspeccionar primero las líneas de
mayor riesgo.
Plan de respuesta (PR):
Es un plan donde se definen las acciones a tomar ante el conocimiento
de la existencia de alguna anomalía en las cañerías, debe incluir al
menos: reducción de presión ante el conocimiento de la anomalía,
reducción de presión para la investigación directa en función del tipo
y severidad de los defectos, criterios de evaluación para los distintos
tipos de defectos (volumétricos, planos o geométricos), criterio de
aceptación y rechazo de los defectos con sus respectivos factores de
seguridad, tiempo de respuesta para la reparación de los defectos en
función de la severidad de los mismos.
En la presente Reglamento se dan los requisitos mínimos para la elaboración del Plan de Respuesta (PR).
Presión de Falla (PF):
Es la presión a la que se estima que un defecto localizado en una cañería producirá una falla.
La presión de falla es estimada mediante los cálculos realizados en
base a las características del defecto y propiedades del material de la
cañería. El mayor conocimiento de la geometría del defecto y de las
propiedades del material dará una mejor aproximación a la presión de
falla real.
A los efectos de la determinación de la Presión de Falla (PF), se
deberán utilizar procedimientos de cálculo con respaldo internacional
de probada consistencia en los resultados. Los factores de seguridad
que se apliquen a la Presión de Falla (PF) para el cálculo de la
presión segura de trabajo estarán acordes con la precisión y
confiabilidad del método elegido.
Cuando las características de los defectos sean relevadas con
herramientas inteligentes de inspección interna, el operador deberá
considerar la incertidumbre provocada por el error inherente al proceso
de toma de datos, y dicha incertidumbre deberá ser considerada en los
coeficientes de seguridad para el cálculo de la presión.
Para la incorporación de las características del material (resistencia
y tenacidad) a las formulas de cálculo de Presión de Falla (PF) se
utilizarán valores conocidos y respaldados por la documentación
correspondiente. En los casos que sea necesario suponer estos datos se
optará por tomar valores conservadores.
Presión de hallazgo (PA):
Es la presión que había en la cañería al momento de descubrirse una
condición anómala. Se utiliza como presión de referencia para las
reducciones de presión durante la investigación de los defectos en
forma directa, a fin de prevenir la ocurrencia de la falla en presencia
de personal de operación.
Prueba Hidráulica (PH):
En el contexto del PGI es la prueba de presión conducida con fines
específicos para detectar o mitigar algún tipo de defecto en particular.
Presión de rotura (PC):
Es la mínima presión de colapso pronosticada para un caño degradado. La
presión de rotura de un caño corroído se determina por cálculo,
considerando la tensión de flujo y las dimensiones de la pérdida de
metal (profundidad y longitud). Dentro del criterio ASME B 31G
modificado, la tensión de flujo del caño es una propiedad del material
relacionada a su resistencia a la fluencia, y es igual a la tensión de
fluencia mínima especificada del caño mas 10.000 psi.
Riesgo:
Es una medida que cuantifica la probabilidad de ocurrencia de una falla
y la magnitud de las consecuencias que produciría la misma.
Rotura:
Colapso de la tubería que ocurre involuntariamente liberando producto
al ambiente. La rotura puede ocurrir por una fractura que libera el
producto.
Tramos o segmentos:
Son las subdivisiones de la cañería que decida realizar el operador a los efectos de optimizar el análisis y manejo del PGI.
Variante (cambio de Traza):
Cambio o reubicación de la cañería en otra trayectoria con el objeto de prevenir o mitigar alguna amenaza en particular.
Verificaciones directas (VD):
Verificaciones que se realizan en pozos de investigación donde se
descubre la superficie de la cañería. En ellas se recaban datos y se
efectúan mediciones que se realizan en forma directa sobre la cañería.
PARTE 2: REQUERIMIENTOS MANDATORIOS
505 REQUERIMIENTOS MANDATORIOS DE DOCUMENTACION DEL PGI
Los operadores de los sistemas de transporte alcanzados por el presente
Reglamento deberán elaborar y mantener actualizada la siguiente
documentación, la cual conformará el Manual de Integridad (MI) del
sistema de cañerías en cuestión:
Capítulo 1 - Información General
A. Política de Integridad del Operador
B. Funciones y Responsabilidades (Operación, Mantenimiento e Integridad)
i. Organigrama de la empresa con la descripción de las responsabilidades concernientes a cada sector.
ii. Los registros y planes de capacitación de los individuos sobre los
que recaen las responsabilidades (Apéndice Q del presente Reglamento).
C. Descripción de los elementos del Plan de Gerenciamiento de Integridad (PGI)
i. Descripción del proceso de colección e integración de datos.
ii. Descripción del sistema de ARB para la elaboración del Plan de Relevamiento Base (PRB).
iii. Descripción de la metodología para elaborar del Plan de Relevamiento Base (PRB).
iv. Descripción del Plan de Respuesta (PR).
v. Descripción de la Base de Datos (BD) utilizada.
vi. Descripción del sistema de Análisis de Riesgo (AR) utilizado a partir del segundo año.
vii. Descripción de la metodología para actualizar del Plan de Inspección (PI) a partir del segundo año.
viii. Descripción de la metodología para elaborar del Plan de Colección y Mejora de Datos (PCyMD).
ix. Descripción de la metodología para la elaboración de los medidores de perfomance.
Capítulo 2 - Planes y Resultados
a. Datos Básicos del Sistema.
b. Resultados del ARB.
c. Plan de Relevamiento Base (PRB).
d. Plan de Respuesta (PR).
e. Areas Sensibles (AS) identificadas.
f. PDyMD.
g. Plan de Acciones Preventivas y Mitigativas Adicionales (APyMA).
h. Plan de Inspección (PI).
i. Base de Datos (BD), este elemento puede estar solamente en soporte magnético.
j. Resumen de los resultados y hallazgos de las inspecciones: Inspección Interna (II) y Prueba Hidráulica (PH).
k. Resumen de las reparaciones realizadas.
l. Evaluación de la efectividad del PGI.
m. Otros planes y resultados que el operador considere de relevancia.
506 CRONOGRAMA DE ENTREGA DE DOCUMENTACION
El Operador deberá presentar a la Autoridad de Aplicación la siguiente documentación en lo plazos requeridos:
NOTA (1): Se
enviará a la Autoridad de Aplicación un resumen, preferentemente de no
más de dos carillas con la información requerida.
NOTA (2): Se enviará a la Autoridad de Aplicación un listado con la
información mínima necesaria para comunicar la información requerida.
NOTA (3): Se enviará a la Autoridad de Aplicación el "Resumen Ejecutivo" del Informe Final de Derrame, Fuga o Rotura.
La documentación y registros de respaldo de la información permanecerán
en poder del operador, pero debe estar disponible ante cualquier
requerimiento de la Autoridad de Aplicación.
PARTE 3: PROCESO DE IMPLEMENTACION DEL PLAN DE GERENCIAMIENTO DE INTEGRIDAD
507 COLECCION E INTEGRACION DE DATOS
507.1 Identificar Ductos Alcanzados
El operador debe identificar todas las líneas de cañerías incluidas en el alcance de este documento.
507.2 Colectar datos
El operador debe colectar toda la información disponible para comenzar con el desarrollo del PGI.
El operador deberá presentar a la Autoridad de Aplicación los Datos Básicos solicitados en el Anexo 1 del presente Reglamento.
Ante el desconocimiento de alguno de los datos el operador deberá adoptar el valor más conservador.
507.3 Integrar Datos
El operador deberá desarrollar e implementar un proceso de colección y
de integración de datos que permita obtener y manejar en forma
sistemática la información antes requerida para cada uno de los tramos
de su sistema.
Deberá desarrollarse un sistema de referenciamiento común (en unidades
consistentes) a efectos de permitir que todos los datos colectados
puedan ser analizados para una misma localización. El sistema elegido
para integrar los datos debe estar georreferenciado. El error inherente
al método desarrollado para la integración de los datos debe ser
compatible con el método de Análisis de Riesgo (AR) que se adopte.
508 CONTENIDOS DEL ANALISIS DE RIESGO BASICO (ARB)
508.1 Identificación de las amenazas aplicables
El operador debe analizar para cada tramo alcanzado por el presente RT la aplicabilidad de cada una de las siguientes amenazas:
a - Dependientes del tiempo transcurrido:
a1 - Corrosión interna.
a2 - Corrosión externa.
a3 - Stress Corrosion Cracking (SCC).
a4 - Fatiga.
b - Estáticas o residentes:
b1 - Defectos de fabricación en caño y accesorios:
- Soldadura longitudinal.
- Cuerpo del caño y material.
b2 - Construcción:
- Soldaduras circunferenciales defectuosas.
- Soldaduras defectuosas.
- Curvas con arrugas o pliegues.
- Roscas y cuplas defectuosas.
b3 - Equipamiento:
- Fallas en juntas, empaquetaduras y retenes.
- Fallas en equipos y dispositivos de alivios.
- Fallas en sellos de bombas y empaquetaduras.
- Misceláneos.
c - Independientes del tiempo:
c1 - DPT (daños mecánicos):
- Daños ocasionados por primeras (personal del operador), segundas
(personal contratado por el operados) o terceras (personal ajeno al
operador) partes con consecuencias instantáneas.
- Idem anterior con modo de manifestación retardada.
- Vandalismo.
c2 - Operación incorrecta:
- Procedimientos de operación incorrecta.
c3 - Fuerzas externas relacionadas con el clima:
- Tiempo extremadamente frío.
- Descargas atmosféricas.
- Lluvias copiosas o inundaciones.
- Movimientos del suelo.
508.2 Identificación somera de Areas Sensibles (AS)
El operador deberá identificar las zonas donde las cañerías alcanzadas por el presente Reglamento cruzan Areas Sensibles (AS).
En esta etapa del proceso de implementación del PGI podrá hacer una
identificación somera de las Areas Sensibles (AS), ya que es esperable
que no cuente con la información detallada necesaria para un análisis
exhaustivo.
508.3 Segmentación por tramos
Una división en tramos apropiada permitirá asignar los recursos de mantenimiento en una forma más eficiente.
508.4 Análisis de Riesgo Básico (ARB)
El Operador debe seleccionar un método de Análisis de Riesgo (AR)
apropiado para su sistema y para el PGI. En esta etapa basta con un
método que permita priorizar en forma somera las actividades de
inspección para la elaboración del Plan de Relevamiento Base (PRB).
El ARB debe ser conducido, como mínimo, para cada uno de los tramos
incluidos en el alcance del presente Reglamento. En el proceso deben
considerarse todas las amenazas posibles.
En esta etapa se deberá asumir mucha de la información que requiere el
método de Análisis de Riesgo (AR), lo cual dependerá de la calidad y
cantidad de datos de que disponga el operador. El objetivo de esta
primera corrida de análisis de riesgo es establecer las bases técnicas
y prioridades para la elaboración del Plan de Relevamiento Base (PRB).
509 ELABORAR EL PLAN DE RELEVAMIENTO BASE (PRB)
509.1 Determinar el tipo de inspección aplicable a cada tramo / amenaza
Basado en el modo más probable de falla identificado en los pasos
anteriores para cada tramo el operador debe establecer el o los métodos
de inspección que utilizará para conocer la situación del tramo en
cuestión. Los métodos aceptados para inspeccionar las líneas son:
· Inspección Interna (II) mediante scraper inteligente.
· Prueba Hidráulica (PH) de integridad .
· Otro método que proporcione un conocimiento equivalente de la situación de los defectos yacentes en el tramo de la cañería.
Para la correcta selección de la herramienta de inspección adecuada se
recomienda el uso de la Recomendación Práctica NACE RP 0102 "Standad
Recomendad Practice In Line Inspection of Pipeline".
509.2 Utilización de otra tecnología que no sea Inspección Interna (II) o Prueba Hidráulica (PH)
Si el operador decidiera utilizar una tecnología que no fuera
Inspección Interna (II) o Prueba Hidráulica (PH) para evaluar los
efectos de una amenaza, deberá enviar a la Autoridad de Aplicación con
90 de anticipación a la presentación del Plan de Relevamiento Base
(PRB) o Plan de Inspección (PI), según corresponda, la documentación
técnica que justifique que dicha tecnología provee un nivel de
comprensión de la amenaza a evaluar, que resulta equivalente a la
Inspección Interna (II) o a la Prueba Hidráulica (PH).
509.3 Realizar el Plan de Relevamiento Base (PRB)
El operador debe establecer un Plan de Relevamiento Base (PRB) basado
principalmente en los resultados del ARB, enfocando sus esfuerzos en
los tramos con mayor riesgo. El Plan de Relevamiento Base (PRB) deberá
contemplar el tiempo desde la última inspección, si es que la hubiera,
y los resultados de la misma.
El Plan de Relevamiento Base (PRB) debe incluir el método y el
cronograma de inspección para cada tramo de acuerdo a las amenazas
antes identificadas.
Se podrán tomar en cuenta consideraciones prácticas (inspeccionar
diámetros iguales o realizar Prueba Hidráulica (PH) en tramos contiguos
etc.), no obstante los tramos de mayor riesgo deben ser inspeccionados
primero.
509.4 Kilometraje requerido por la Autoridad de Aplicación
En el Plan de Relevamiento Base (PRB) el operador se debe comprometer a
inspeccionar, primero, de acuerdo a los resultados del Análisis de
Riesgo (AR), los tramos de mayor riesgo:
Al menos el 50% de los tramos incluidos en el Plan de Relevamiento Base
(PRB) deberán ser completados antes del año 5 de publicado el presente
Reglamento, debiéndose completar al menos un 10% anualmente.
El 50% de los tramos restantes incluidos en el Plan de Relevamiento
Base (PRB) deberán ser completados antes del año 9 de publicado el
presente Reglamento Técnico (RT), debiéndose completar al menos un 10%
anual.
Los porcentajes se miden en longitud inspeccionada sobre longitud total de cañerías alcanzadas por el presente RT.
El operador
deberá definir y documentar el tratamiento que dará a los defectos que
detecte en las cañerías durante las inspecciones y posteriores
VERIFICACIONES DIRECTAS (VD). Considerará a tal fin los distintos tipos
de defectos según su característica y tipo de inspección que se le
realizó a la línea.
El operador debe revisar los resultados de las VERIFICACIONES DIRECTAS
(VD) y en forma conjunta con información adicional, ya integrada para
el Análisis de Riesgo (AR), deberá establecer el cronograma de
reparaciones de la cañería. Una vez conocida la condición, luego de las
inspecciones, el operador deberá confeccionar un plan escrito de
reparaciones contemplando los requerimientos de plazos, en base a la
severidad de los defectos reportados.
Existen 3 condiciones de severidad de los defectos evaluados que deben
ser atendidos con tres tiempos de respuesta correspondientes:
Inmediata, de 60 días y de 180 días.
El operador debe tomar acción para solucionar la condición anómala
descubierta. La reparación que se realice debe ser permanente y no
presentar una amenaza a la integridad futura de la cañería. En ese
sentido, el operador, debe ser capaz de demostrar la calidad de las
reparaciones que realice, los métodos de reparación deben estar
incluidos en el "Manual de Mantenimiento".
1) Condición Inmediata: Una vez descubierta la condición anómala será
necesario reducir la presión de operación (PO) a los efectos de
mantener la seguridad. Durante las VERIFICACIONES DIRECTAS (VD) es
conveniente una reducción adicional de la presión dependiendo del valor
de presión al que se encuentra el sistema.
Los defectos que merecen reparación inmediata son los siguientes:
· Pérdidas de metal mayores o iguales al 80% de la pared del tubo, más allá de sus dimensiones.
· Cuando el cálculo de la resistencia remanente del caño muestra una
presión pronosticada de rotura menor que la presión operativa máxima,
establecida en la progresivas de la ubicación de la anomalía. La
presión de rotura de un caño corroído se determina considerando la
tensión de flujo y las dimensiones, profundidad y longitud, de la
perdida de metal del caño (ver NOTA 1).
· Cuando se detecte una abolladura en la parte superior del caño (entre
hora 4 y hora 8) que tenga alguna indicación de pérdida de metal,
fisuras o concentradores de tensiones.
· Cuando se detecte una abolladura en la parte superior del caño (entre
hora 4 y hora 8) que tenga una profundidad igual o mayor al 6% del
diámetro nominal.
· Cuando se detecte una anomalía que a juicio de una persona calificada
y designada por el operador para evaluar defectos resulte de reparación
inmediata.
2) Condición de 60 días: Con excepción de las anomalías listadas en la
condición anterior de la presente sección los siguientes defectos deben
ser reparadas en un plazo no mayor a 60 días de descubierta la
condición:
· Una abolladura localizada en la parte superior del caño (entre hora 4
y hora 8) con una profundidad mayor al 3% del diámetro nominal (mayor a
6 mm para diámetros nominales menores a NPS 12).
· Una abolladura en la parte inferior del caño que tenga una indicación
de pérdida de metal, fisuras o concentradores de tensión.
3) Condición de 180 días: Con excepción a las anomalías listadas en las
condiciones anteriores del presente párrafo los siguientes defectos
deben ser reparados en un plazo no mayor a 180 días de descubierta la
condición:
· Una abolladura con una profundidad mayor a 2% del diámetro nominal (6
mm para caños de diámetro menor a NPS 12) que afecte un caño curvado en
la soldadura circunferencial o longitudinal.
· Una abolladura localizada en la parte superior del caño (entre hora 4
y hora 8) con una profundidad mayor al 2% del diámetro nominal (mayor a
6 mm para diámetros nominales menores a NPS 12).
· Una abolladura localizada en el fondo del caño con una profundidad mayor al 6% del diámetro de la cañería.
· El cálculo de la resistencia remante del caño muestra una presión de
falla menor que la máxima presión operativa mientras que la presión de
rotura es mayor que la máxima presión operativa establecida en la
progresiva de la ubicación de la anomalía (ver NOTA 1).
· Un área de corrosión generalizada con una pérdida mayor al 50% de la pared del tubo.
· Un área de pérdida de metal mayor al 50% de la pared del tubo que se
encuentre en un cruce con otro ducto, o que se extienda
circunferencialmente o que esté afectando la soldadura circunferencial.
· Una indicación de fisura que luego de excavada es confirmada como fisura.
· Corrosión a lo largo de la soldadura longitudinal.
· Una raspadura o acanaladura con una profundidad mayor al 12.5% de la pared nominal del tubo.
4) Otras condiciones: Además de las condiciones listadas en los puntos
1), 2) y 3) de la presente sección, el operador deberá evaluar
cualquier condición identificada que sea una amenaza a la integridad de
la cañería y planificar apropiadamente su reparación.
NOTA 1: Los métodos para calcular la presión de falla (PF) y la de
rotura (PC) son: ASME / ANSI B 31.G "Manual For Determining the
Remaining Strength of Corroded Pipelines" (1991) ), AGA Pipeline
Research Comité Project PR – 3 – 805 "A Modifies Criterion for
Evaluating the Remaining Strength of Corrodede Pipe" (december 1989) o
AGA "FINAL REPORT - CONTINUED VALIDATION OF RTSRENG" Line Pipe research
Supervisory Committee - Pipeline Research Committee o PRCI Contract Nº
PR 218- 9304.
510.2 Requisitos mínimos estipulados en el Plan de Respuesta (PR)
Si el operador decidiera modificar los requerimientos mínimos incluidos
en el punto 510.1 del presente Reglamento deberá presentar a la
Autoridad de Aplicación una descripción del criterio alternativo,
justificando las razones para el cambio. Estas modificaciones deberán
ser presentadas antes del comienzo de la campaña de inspección del
ciclo correspondiente.
511 REALIZAR INSPECCIONES Y REPARACIONES
511.1 Realizar inspecciones según el Plan de Relevamiento Base (PRB) o Plan de Inspección (PI) según corresponda
El operador deberá realizar las inspecciones y subsiguientes
reinspecciones de acuerdo al Plan de Relevamiento Base (PRB) y al Plan
de Inspección (PI), según corresponda. Las sucesivas reinspecciones
deberán llevarse a cabo en un plazo no mayor de 5 años, estos plazos
podrán extenderse cuando el operador cuente con análisis y estudios que
justifiquen dicha postergación, los mismos deberán considerar el efecto
temporal de las amenazas activas.
El servicio prestado por los proveedores de herramientas de Inspección
Interna (II) se brinda en diferentes calidades con sus respectivas
especificaciones técnicas de resolución, precisión y confiabilidad. La
selección del servicio deberá ser acorde con las exigencias que se
espera de la información que se colecte en la inspección y a su vez
debe ser compatible con los criterios que se asumen en el Plan de
Respuesta (PR) (ver sección 510.1).
En el Manual de Integridad (MI) del operador constará la información
que deberá quedar registrada por cada corrida de Inspección Interna
(II), así como los procedimientos para el manejo de la misma. En tal
sentido, como mínimo deberá contener lo siguiente: informe de limpieza
del tramo, informe de carrera, informe preliminar e informe final.
511.2 Evaluar los resultados de las inspecciones y VERIFICACIONES DIRECTAS (VD)
Los resultados de las inspecciones serán evaluados de acuerdo a los criterios establecidos en el Plan de Respuesta (PR).
Para el caso de que el tramo haya sido inspeccionado mediante
herramientas de Inspección Interna (II), los resultados deberán ser
evaluados contra los criterios correspondientes. El operador tendrá, si
es necesario, procedimientos diferenciales para tratar la severidad de
los defectos, según de donde provenga el dato que está analizando, es
decir podrá contemplar distintos criterios para evaluar los datos de
Inspección Interna (II) o VERIFICACIONES DIRECTAS (VD).
Para el caso de que el tramo haya sido inspeccionado mediante una
Prueba Hidráulica (PH) de integridad se investigarán las roturas y
fugas que pudiesen haber ocurrido durante la prueba, determinando el
mecanismo de falla que produjo la fuga o rotura. De esta evaluación y
de un análisis de ingeniería dependerá la aptitud de la Prueba
Hidráulica (PH) para considerar que el tramo ha sido inspeccionado
satisfactoriamente.
511.3 Defectos que no pueden ser reparados según el Plan de Respuesta (PR)
Si como resultado de la evaluación de los defectos y comparación de los
resultados con los requerimientos del Plan de Respuesta (PR), surgiera
que hay defectos que requieren reparación inmediata se deberá reducir
la presión y proceder a la reparación de los mismos.
Las reparaciones deben ser llevadas a cabo dentro de los plazos
establecidos en el Plan de Respuesta (PR) - ver sección 510.1-, y de
acuerdo a la severidad de los defectos. Si el operador no pudiera
llevar a cabo las reparaciones en los plazos prescriptos, deberá
justificar las razones que le impiden realizar los trabajos y asegurar
que, en ningún caso, pondrá en peligro la seguridad de las personas o
del ambiente. La condición de no cumplimiento de los plazos
establecidos deberá ser informada a la Autoridad de Aplicación antes
que venza el tiempo de ejecución estipulado.
Las condiciones que obliguen a una reducción de presión no podrán ser mantenidas por más de 365 días.
512 INCORPORAR RESULTADOS EN LA BASE DE DATOS
512.1 Implementar una Base de Datos (BD) e incorporar los datos y resultados
Los datos constructivos de los tramos, los resultados de las
inspecciones, los resultados de las evaluaciones directas, las
conclusiones de las reparaciones, los informes de falla, los datos
medioambientales y su sensibilidad, los datos de población deberán ser
integrados, contenidos y actualizados en forma continua, en una única
base de datos.
Para los operadores que no tengan desarrollado una base de datos
consistente al nivel de las exigencias del PGI se propone el uso de los
formatos estandarizados a nivel internacional, compatibles con los
programas comerciales de Análisis de Riesgo (AR) y con los GIS (Global
Information System).
Los operadores que ya cuenten con una Base de Datos (BD) consistente y
acorde a las exigencias del PGI exigido por el presente Reglamento,
podrán seguir utilizándola, previa demostración de su aptitud para el
análisis y soporte de los datos.
512.2 Identificar y / o revisar las Areas Sensibles (AS)
El operador identificará las Areas Sensibles (AS) por donde cruzan los cañerías.
Asimismo, debe implementar un proceso para determinar y revisar cuales
son los tramos que pueden afectar dichas Areas Sensibles (AS). La
revisión deberá focalizarse en los cambios poblacionales y/o
geomorfológicos y conclusiones que pueda obtener en base a la mejora
del conocimiento de la traza de las cañerías.
512.3 Revisar Segmentación
El operador deberá revisar la segmentación en tramos de acuerdo a las
modificaciones a las instalaciones, a la información referente a las
Areas Sensibles (AS), o por decisión de optimizar el proceso. Si se
optara por una nueva segmentación, deberá ser incorporada en el PGI.
513 RECALCULAR EL RIESGO
513.1 Implementar un método de Análisis de Riesgo (AR) y calcular Riesgo
El operador debe seleccionar e implementar un método de Análisis de
Riesgo (AR) apropiado para su sistema y el PGI. En esta etapa debe
seleccionar un método que permitirá al menos:
· Analizar e integrar la información de las evaluaciones e inspecciones.
· Analizar e integrar la información correspondiente a las Areas Sensibles (AS).
· Analizar las consecuencias potenciales de un derrame, sobre las
personas y el ambiente en función del tipo de producto y
características de diseño y operación del tramo.
· Calcular el riesgo como el producto de una probabilidad de falla multiplicado por una valoración de las consecuencias.
· Administrar y presentar la información de salida (resultados) en forma analítica y gráfica.
· Importar los datos de las instalaciones, inspecciones, coordenadas, etc. de la Base de Datos (BD).
· Exportar las salidas de las corridas del Análisis de Riesgo (AR)
permitiendo la trazabilidad de los datos utilizados como reales y los
datos supuestos para la generación de escenarios de análisis.
· Se deben considerar todas las amenazas posibles para cada tramo en el
proceso del Análisis de Riesgo (AR), y en el evaluación de las
consecuencias considerar el tipo de producto transportado.
· El Análisis de Riesgo (AR) debe ser conducido para cada uno de los tramos incluidos en el alcance de este Reglamento.
En cada ciclo el operador deberá evaluar las salidas del Análisis de
Riesgo (AR) con el objetivo de establecer las bases técnicas y
prioridades para la elaboración y actualización del Plan de Inspección
(PI) y del Plan de Colección y Mejora de Datos (PCyMD).
En base a la experiencia del personal técnico y especialistas, se
ponderarán las conclusiones que surjan del Análisis de Riesgo (AR). Una
vez que ha alcanzado cierta madurez la Base de Datos (BD) y los
algoritmos de ponderación, el Análisis de Riesgo (AR) es una
herramienta que permite tener una visión global del estado de riesgo
del sistema, sin embargo no libera al operador de la responsabilidad de
revisar las salidas del Análisis de Riesgo (AR), permitiendo así el uso
del sentido común y las buenas reglas de la ingeniería.
Una vez actualizada la base Base de Datos (BD) se realizará una corrida
del Análisis de Riesgo (AR) y con los resultados de la misma se
priorizarán nuevamente los tramos según su riesgo global.
Se deberá revisar con la nueva información disponible la aplicabilidad
de las amenazas para cada tramo, en los casos que corresponda.
El operador decidirá qué tipo de Análisis de Riesgo (AR) desea
implementar, cualitativo (basado en comparaciones relativas) o
cuantitativo (basado en probabilidades concretas de falla y en alcances
de consecuencias simuladas). Cada uno trae aparejado sus
características, un análisis cualitativo permitirá priorizar los
segmentos en cuanto al riesgo global (ponderando cada una de las
amenazas y escenarios de consecuencias), mientras que uno cuantitativo
le permitirá calcular la probabilidad de que un defecto —del cual se
conocen detalladamente sus características— produzca una falla.
En el análisis cuantitativo se requiere de más y mejor información,
mayor precisión en la integración de los datos, mejor capacitación del
personal a cargo de realizar las tareas de evaluación de los defectos,
de la cartografía y del software del Análisis de Riesgo (AR) adoptado.
A cambio de estas mayores exigencias podrá administrar situaciones de
mayor compromiso en lo referente a la integridad del sistema.
514 REVISAR PLANES DE INSPECCION Y MITIGACION (PCyMD)
514.1 Actualizar Plan de Colección y Mejora de Datos (PCyMD)
El operador debe presentar el Plan de Colección y Mejora de Datos
(PCyMD) donde describirá las acciones que implementará en el período
entrante en lo que hace a la mejora de los datos de la Base de Datos
(BD). Deberá describir en qué tramos comprometerá recursos en mejorar
la calidad de los datos.
Luego de haber realizado el ARB y presentado el Plan de Relevamiento
Base (PRB), el operador implementará un método de Análisis de Riesgo
(AR) acorde con las aspiraciones del PGI. En esta etapa es necesario
definir qué tipo de datos y de qué calidad, serán necesarios para
cargar la Base de Datos (BD) que alimentará el Análisis de Riesgo (AR)
y justificará las decisiones de control de la integridad del sistema.
Con un mayor y mejor conocimiento de los datos se podrán tomar acciones
más certeras y precisas, por lo que, el resultado será que disminuirá
más el riesgo con menor mantenimiento.
El desconocimiento de algunas variables puede conducir a tomar medidas
generales y acciones más dispersas para reducir el riesgo, aumentando
así los recursos necesarios para el mantenimiento.
514.2 Estudiar e implementar las Acciones Preventivas y Mitigativas
Adicionales (APyMA) en tramos ubicados en Areas Sensibles (AS)
En los casos que haya tramos que atraviesan Areas Sensibles (AS) o que
las consecuencias de un derrame pudieran afectar Areas Sensibles (AS),
el operador deberá estudiar Acciones Preventivas y Mitigativas
Adicionales (APyMA) para disminuir el riesgo. Esta disminución del
riesgo se hará trabajando sobre los dos factores que lo componen.
Para disminuir la probabilidad de falla el operador deberá estudiar
medidas preventivas, en forma independiente sobre cada amenaza posible
y medidas concretas para disminuir la probabilidad de ocurrencia de una
falla (por ej: remover defectos de corrosión para disminuir la
probabilidad de rotura, aplicar losetas para prevenir un daño por
maquinaria en un basural, mejorar la limpieza e inhibición para
disminuir la probabilidad de falla por corrosión interna etc.).
Las acciones preventivas tendientes a disminuir la probabilidad de falla son -pero no se limitan alas siguientes:
· Mejorar las prácticas de prevención de daños.
· Mejorar el monitoreo de la protección catódica.
· Acortar los intervalos entre inspecciones.
· Implementar y/o mejorar el sistema de detección de pérdidas.
· Aumentar la capacitación.
· Instalar losetas sobre la cañería.
Las acciones mitigativas tendientes a disminuir las consecuencias de una falla son -pero no se limitan a las que siguen:
· Instalar válvulas de línea automáticas.
· Mejorar el sistema de emergencia.
· Mejorar los planes de evacuación.
· Mejorar el tiempo de respuesta ante una fuga.
El operador deberá informar a la Autoridad de Aplicación el conjunto de
Acciones Preventivas y Mitigativas Adicionales (APyMA) que se
compromete a implementar en el próximo período para las diferentes
Areas Sensibles (AS) identificadas.
514.3 Determinar el / los métodos de reinspección
En base a la experiencia colectada durante las inspecciones, las
VERIFICACIONES DIRECTAS (VD) y los resultados del Análisis de Riesgo
(AR), el operador deberá determinar el o los métodos de inspección para
una nueva inspección siguiendo los lineamientos descritos en el punto
509.1.
Los métodos que elija el operador para evaluar la integridad de los
caños cuya soldadura longitudinal sea tipo ERW o lap welded y sean
susceptibles a roturas en las mismas, deberán ser capaces de evaluar la
integridad de la soldadura detectando corrosión en la soldadura
longitudinal así como deformaciones geométricas.
514.4 Segmento o tramo que pueda ser inspeccionado en un lapso mayor a 5 años
El presente Reglamento prevé la posibilidad de prolongación del período
de 5 años para determinadas situaciones, para ello se solicitará:
Caso 1 - Una justificación de ingeniería que demuestre que la
integridad del tramo puede ser mantenida realizando otras actividades
hasta que se efectúe la siguiente inspección.
Caso 2 - La necesidad de diferir la inspección hasta que esté disponible la tecnología apropiada para realizarla.
La Autoridad de Aplicación deberá ser notificada con un año de
antelación para el Caso 1 y con 180 días para el Caso 2. En ambas
situaciones deberán documentarse las acciones y criterios que
justifican el cambio.
514.5 Actualizar el Plan de Inspección (PI)
Basado en los resultados del Análisis de Riesgo (AR), luego de haber
incorporado los datos provenientes del Plan de Relevamiento Base (PRB),
reparaciones y Acciones Preventivas y Mitigativas Adicionales (APyMA),
el operador debe establecer el cronograma para la próxima inspección de
las líneas. La reinspección debe realizarse dentro de los 5 años de
cumplida la última inspección.
El Plan de Inspección (PI) deberá ser informado a la Autoridad de
Aplicación siguiendo el cronograma establecido en este Reglamento.
PARTE 4: EVALUACION DE LA EFECTIVIDAD DEL PGI
515 INDICADORES DE GESTION
Los indicadores de gestión son una herramienta para evaluar la
efectividad del PGI, el presente Reglamento exige la presentación a la
Autoridad de Aplicación de un conjunto de indicadores mandatorios.
Asimismo, es recomendable que el operador implemente un conjunto más
extenso de indicadores que le permitirán conocer con mayor detalle la
eficiencia de su PGI, logrando de esta manera identificar las áreas que
merecen mayor atención.
515.1 Indicadores Mandatorios
El operador deberá mantener actualizada e informar a la Autoridad de
Aplicación -junto con la Entrega 3- los siguientes indicadores:
1. Longitud Inspeccionada mediante Inspección Interna (II) / Longitud
comprometida en el Plan de Relevamiento Base (PRB) o Plan de Inspección
(PI), según corresponda.
2. Longitud Inspeccionada mediante Prueba Hidráulica (PH) / Longitud
comprometida en el Plan de Relevamiento Base (PRB) o Plan de Inspección
(PI), según corresponda.
3. Cantidad de fugas detectadas / Longitud del sistema.
4. Cantidad de roturas / Longitud del sistema.
5. Cantidad de incidentes.
6. Cantidad de defectos reparados luego de la Inspección Interna (II) / Longitud del sistema.
7. Cantidad de roturas detectadas mediante las Prueba Hidráulica (PH) / Longitud del sistema.
8. Cantidad de veces que no se implementó la reparación según el Plan de Respuesta (PR).
515.2 Indicadores Adicionales Sugeridos
ANEXO 1: Datos Básicos del Sistema
ANEXO 2: Informe Final de Derrame, Fuga o Rotura
ANEXO 1 [ A ]: DATOS BASICOS DEL SISTEMA
A1 - 1 INTRODUCCION
El presente Anexo establece los requisitos de información que deberán
ser presentados a la Autoridad de Aplicación junto con la Entrega 1.
A1 - 2 DATOS CONSTRUCTIVOS
NOTA 1: Se
deberá subdividir la cañería en la cantidad de tramos que sean
necesarios, de manera que se mantengan sus características
constructivas y Areas Sensibles (AS).
ANEXO 2 [ A ]: INFORME FINAL DE DERRAME, FUGA O ROTURA - 120 DIAS
A2 - 1 INTRODUCCION
El presente Anexo describe los requisitos para la presentación del
Informe Final de Derrame, Fuga o Rotura. El mismo será presentado de
acuerdo al "CRONOGRAMA DE ENTREGA DE DOCUMENTACION a la Autoridad de
Aplicación" (ver "ENTREGAS CIRCUNSTANCIALES" en sección 506).
El Informe Final de Derrame, Fuga o Rotura, deberá completar y hacer
referencia al informe preliminar que como "Informe de Incidentes
Ambientales" debe enviarse en forma inmediata siguiendo los
lineamientos indicados en la Resolución de la SECRETARIA DE ENERGIA Nº
24 del 12 de enero de 2004, o la normativa que la reemplace en el
futuro.
El objetivo del Informe Final de Derrame, Fuga o Rotura, es aclarar las
causas que condujeron a la ocurrencia de la falla, luego de varios
meses de investigación, recolección y análisis de datos. Se deberá
incluir en el informe un análisis crítico del tratamiento de la amenaza
en el contexto del PGI. Si fuera necesario, el informe deberá incluir
las modificaciones al PGI para mitigar el riesgo de la amenaza
correspondiente.
La profundidad y extensión del desarrollo del informe queda a criterio
del operador, pero esta interpretación debe estar de acuerdo a la
magnitud del evento ocurrido, considerando no solo las consecuencias
particulares del hecho, sino las consecuencias potenciales de otros
incidentes relacionados con la amenaza implicada.
No se pretende que en este informe el operador repita la información
presentada a la Autoridad de Aplicación en lo referente a las
consecuencias ambientales y su plan de remediación.
A2 - 2 CASOS EN QUE CORRESPONDE PRESENTAR EL INFORME DE "DERRAME, FUGA O ROTURA"
La guía que se provee en el presente Anexo es mandatoria para los casos en que se produzca:
Una rotura de la cañería.
Fugas reiteradas con características similares que merecen atención por su recurrencia y cantidad.
Fugas crónicas que hayan producido un gran impacto ambiental.
A2 - 3 TRES ELEMENTOS MINIMOS A INCLUIR EN EL INFORME
1- RESUMEN EJECUTIVO
Resumen de los hechos y del contexto del problema, que contenga una
descripción del tipo de defecto que produjo la falla, datos de la
empresa y cualquier otra información general de relevancia.
2- DOCUMENTACION DE REFERENCIA
Listar la documentación relacionada con el incidente a presentar ante
la Autoridad de Aplicación, de acuerdo a la normativa vigente.
Incluir la documentación de carácter general que el operador considere de utilidad para aclarar algún punto.
3- LOS HECHOS
3.1 RESPUESTA A LA EMERGENCIA
Descripción del operativo realizado.
3.2 DESCRIPCION DE LA REPARACION REALIZADA
Descripción detallada de la reparación realizada en la cañería, ensayos y pruebas realizados, material utilizado etc.
3.3 RESTITUCION DEL SERVICIO
Descripción del impacto ocasionado por el incidente, tiempo de la
cañería fuera de servicio o con limitaciones operativas, impacto sobre
otros actores, etc.
3.4 CONSECUENCIAS
Exponer los daños ocasionados por el incidente a las personas -muerte o
lesiones-, a los bienes concesionados, a los bienes de terceros, al
ambiente y a cualquier otro sujeto.
3.5 DATOS COMPLEMENTARIOS
Otros datos que el Operador quiera incluir con el objeto de aclarar
algún punto en particular en referencia a los hechos acaecidos.
3.6 RESPUESTA DE OTROS ORGANISMOS
Descripción, si la hubiera, de la intervención de bomberos, policía,
autoridades de aplicación, organismos ambientales, municipios, etc.
4- ANALISIS DE LA FALLA
El análisis de falla debe contener al menos los siguientes elementos:
· Análisis de la causa raíz más probable de la falla.
· Amenaza que produjo el daño.
· Micrografías, fotografías, imágenes al microscopio electrónico,
análisis de fatiga, susceptibilidad, estudios de agresividad del
producto, estudio de composición de suelo, composición de productos de
corrosión y cualquier otro elemento que se considere útil a efectos de
esclarecer los mecanismos de falla actuantes.
5- DESCRIPCION DE LA CAÑERIA
5.1 HISTORIAL DE LA FABRICACION Y MONTAJE DE LA LINEA
Descripción de los datos básicos de la cañería en cuestión,
particularidades constructivas, presión de prueba original y
recalificaciones si las hubiere, código de diseño, MAPO y toda otra
información que el Operador considere relevante incluir con el objeto
de aclarar los hechos y los planes de acción futuros.
5.2 HISTORIAL DE MANTENIMIENTO
Datos de mantenimiento de la cañería, procedimientos aplicables de
limpieza, protección anticorrosiva, recorridas, relevamiento y/o
detección de fugas, mantenimiento de la picada, cruces especiales,
patrullaje, control de la invasión a la zona de seguridad, rutinas de
prevención de daños y toda otra rutina de mantenimiento aplicable a la
cañería en cuestión.
5.3 HISTORIAL DE LAS CONDICIONES OPERATIVAS
Condiciones de presión, caudal y temperatura del fluido al momento del
incidente. Con menor detalle el historial de los últimos días (30 días
aproximadamente), y el historial de los cambios relevantes en las
condiciones operativas de la cañería a través de los años.
6- CONSIDERACIONES ESPECIALES
Cuando el Operador considere relevante incluir otras consideraciones tales como:
· Comportamiento de líneas similares en la República Argentina, o en el exterior.
· Referencia a modos de falla similares dados en otras cañerías, estudios estadísticos comparativos.
· Acciones correctivas tomadas en circunstancias parecidas por otros operadores o que ilustren acerca de accionares diferentes.
7- ANEXOS
Deberán contener la información extendida mencionada en el informe y
toda otra información adicional que el operador desee incluir.
8- SOPORTE
El Informe Ejecutivo deberá ser presentado a la Autoridad de Aplicación en formato papel y copia digital.
El informe completo quedará en custodia del operador formando parte de la documentación del PGI.
APENDICE N [ A ]: PROGRAMA DE PREVENCION DE DAÑOS POR EXCAVACIONES
N1 – Alcance
Todo operador de un sistema de transporte de hidrocarburos líquidos
alcanzado por este Reglamento, confeccionará por escrito. —de acuerdo
con la presente sección— un Programa de Prevención de Daños (PPD) a sus
cañerías como consecuencia de actividades de excavación, a efectos de
garantizar su integridad.
Para esta sección las "actividades de excavación" comprenden:
excavaciones, voladuras, construcción de túneles, rellenos, remoción de
estructuras subterráneas o superficiales, y cualquier otra actividad de
movimiento del terreno.
N2 - Generalidades
Como mínimo, el PPD debe:
1) Incluir la identificación, sobre una base amplia, de las empresas
y/o personas que normalmente están dedicadas y comprometidas en
actividades de excavación, dentro del área en la cual la cañería está
ubicada.
2) Proveer toda información necesaria para advertir al público, dentro
de la vecindad de la cañería, y notificar fehacientemente a las
empresas/personas identificadas en 1), para hacer que ellas conozcan y
permanezcan actualizadas en todo lo referente a:
i. el programa de prevención de daños y su propósito;
ii. cómo proceder, antes de comenzar cualquier actividad de excavación,
a ubicar la cañería enterrada, siempre con la colaboración del operador.
3) Suministrar los medios de recepción y registro de las notificaciones
de las actividades de excavación planeadas por terceras partes.
4) Si el operador tiene cañerías enterradas dentro del área de
actividad de la excavación, debe suministrar, para la notificación real
de las personas responsables que informaron su intención de realizar
excavaciones, los planos de detalle correspondientes, el tipo de
señales temporarias a colocar en obra y la manera de identificarlas.
5) Antes de que la actividad de excavación comience, la compañía a
cargo de las tareas debe instalar señales temporarias de ubicación de
las cañerías enterradas, dentro del área de excavación que interesa.
6) Para las cañerías propias, sobre las cuales el operador tiene
razonable certeza que podrían ser dañadas por las actividades de
excavación, proveer inspecciones con las siguientes características:
i. la inspección debe ser integral, tan frecuente y/o permanente como sea necesario;
ii. en el caso de uso de explosivos, la inspección incluirá la investigación de posibles pérdidas en la cañería.
N3 - PPD escrito
Deberán establecerse los propósitos y los objetivos del PPD, determinando los métodos y los procedimientos para lograrlos.
Los procedimientos deben incluir:
1) Definición de las actividades de excavación.
De acuerdo a las actividades de excavación definidas por el PPD, el
operador debe contar con toda la normativa local y/o nacional que le
sea aplicable.
2) Sistemas de llamadas y/o denuncia.
El operador considerará la posibilidad de utilizar algún sistema
existente de llamadas de emergencia o configurará un sistema propio.
Sin embargo, cualquiera de estos sistemas no satisface todos los
requisitos del Apéndice.
3) Identificación de entidades y particulares que deben ser informadas del programa.
Las fuentes que se enumeran a continuación pueden resultar útiles al
preparar el listado de entidades dedicadas a las actividades de
construcción:
a) Centros existentes de llamadas de emergencias.
b) Asociaciones de contratistas.
c) Empresas locales de servicios públicos.
d) Compañías de transporte por cañerías.
e) Compañías aseguradoras de transporte por cañerías.
f) Organismos estatales, provinciales y municipales que ejecutan trabajos o los licitan en vía pública.
g) Registros de compañías de servicios afines.
h) Superficiarios adyacentes al sistema de cañería.
i) Organismos estatales, provinciales y municipales que otorgan permisos en vía pública.
j) Organismos que otorgan concesiones a contratistas.
k) Listado de teléfonos de:
· Contratistas de excavación y movimiento de tierras.
· Contratistas de construcción.
· Contratistas de voladuras.
· Contratistas de perforación de pozos y túneles.
· Contratistas ambientales.
· Contratistas de nivelación de tierras y subsuelos.
· Compañías de trazados.
· Contratistas de líneas de energía eléctrica.
l) Listado del público/habitantes identificados en las cercanías de la línea de transporte.
N4 - Métodos de información a las entidades respecto al PPD
Para efectuar las notificaciones, el operador debe utilizar uno o más de los métodos siguiente:
A. los excavadores:
1. Correspondencia.
2. Teléfono.
3. Telegrama.
4. Facsímil
5. Visita personal.
Estas acciones deben estar documentadas. El procedimiento debe contemplar la notificación periódica a los excavadores.
B. Al público en general:
1. Correspondencia.
2. Facturas.
3. Volantes.
4. Avisos de radio, televisión, revistas y diarios.
5. Locutores conocidos de grupos locales.
6. Colaboración de las autoridades y funcionarios públicos que otorgan
permisos en vía pública, en la distribución de la información.
7. Listado de direcciones de clientes de compañías de servicios públicos.
8. Avisos comerciales.
9. Avisos en guías telefónicas.
10. Programas de educación pública de los planes de emergencia y procedimientos de prevención de daños.
11. Programas escolares.
N5 - Información a comunicar
Los operadores deben informar a las entidades involucradas que se
dediquen a las actividades de excavación, el propósito del PPD y cómo
detectar la ubicación de las cañerías subterráneas, antes de iniciar su
actividad en las zonas comprometidas.
N6 - Recepción de la notificación del inicio de excavaciones
El operador debe establecer un número telefónico y una dirección postal
para la recepción de las notificaciones de actividades de excavación
planeadas.
Debe confeccionar un registro de las notificaciones recibidas, tales como:
· Un libro de hojas numeradas.
· Formularios o memorandos.
La notificación debe conservarla archivada como mínimo UN (1) año y debe incluir:
a. Nombre del notificador.
b. Nombre o razón social de la entidad que realizará las actividades de excavación.
c. Número telefónico de la entidad.
d. Ubicación de las actividades de excavación planeadas.
e. Fecha y hora de comienzo de las actividades de excavación.
f. Tipo, alcance y cualquier otra información necesaria de la tarea que pretende iniciar.
N7 - Respuesta a la notificación de inicio o reinicio de excavación
A. Preparación:
El operador debe elaborar procedimientos para responder, en tiempo y
forma, las notificaciones de inicio de excavación, considerando lo
siguiente:
1. La información sobre la ubicación de las instalaciones la obtendrá
de los planos, de los registros y de las investigaciones de campo.
2. Elaborará pautas para el marcado de las instalaciones, de manera compatible con las condiciones de campo.
Esto puede incluir, pero no queda limitado, al uso de pintura sobre
áreas pavimentadas, postes de alumbrado, estacas, señales o banderines.
Estas señales permanecerán en buenas condiciones durante el tiempo que
dure la excavación.
3. Debe haber personal capacitado para marcar las instalaciones, de acuerdo con las necesidades.
B. Respuesta:
Cuando las instalaciones se encuentren en la zona de excavación, el operador incluirá en su respuesta:
1. Cómo y cuándo marcará las instalaciones propias.
2. Antes del inicio de las excavaciones, y para evitar conflictos,
convocará a una reunión en la obra donde esclarecerá el procedimiento
de marcado y la ubicación de las cañerías.
3. Si el marcado sólo representa la posición horizontal aproximada de
las instalaciones, y si las mismas deben ser detectadas mediante
excavación normal para verificar su posición exacta.
4. Los planos, dibujos o registros proporcionados a un excavador, para
ayudarlo a detectar las instalaciones subterráneas, deben ser
verificados en su exactitud; a menos que la constatación en obra sea
clara, la exactitud de la ubicación se efectuará mediante excavación
manual por parte del excavador.
5. Previo al inicio de la excavación se debe celebrar una reunión con
el responsable de ésta, para discutir todos los aspectos de las
actividades planeadas y los cronogramas de marcado, estableciendo
líneas de comunicación segura.
6. El operador debe asesorar al excavador acerca de su responsabilidad
para proporcionar apoyo y protección a las cañerías expuestas y la
necesidad de realizar un relleno y una compactación adecuados para
impedir hundimientos.
N8 - Inspección del Operador
A. Programación
El operador evaluará cada notificación para determinar la necesidad y el alcance de la inspección.
La inspección debe incluir la vigilancia periódica o permanente, pudiendo hacer determinación de fugas o pérdidas.
El operador debe mantener contacto con el excavador durante las
actividades para evitar potenciales problemas y resolver de manera
rápida, cualquier cuestión que se plantee.
Se considerarán los siguientes factores para determinar la necesidad y el alcance de las inspecciones:
1. Tipo y duración de las excavaciones.
2. Proximidad a las instalaciones del operador.
3. Tipo de equipo de excavación afectado.
4. Importancia de las instalaciones del operador.
5. Tipo de zona donde se realiza la excavación.
6. Probabilidad de que se produzca un accidente.
7. Experiencia del excavador.
8. Posibilidad de que se produzca un daño que no pueda ser reconocido fácilmente por el excavador con consecuencias futuras.
B. Asentamiento
El operador debe prestar especial atención durante y después de las
actividades de excavación a los posibles asentamientos del relleno, con
consecuencias para la cañería o para otra infraestructura cercana.
Deberá asegurarse que el relleno fue correctamente efectuado,
devolviendo al terreno un nivel de compactación equivalente a la
consolidación original, y en aquellos casos donde las consecuencias
potenciales de la erosión sean considerables deberá proveer medidas
adicionales, tales como bermas, disipadores de energía, etc. para
mitigar dicha amenaza.
C. Voladuras
El operador seguirá los lineamientos indicados en el Apéndice O – Actividades de Voladuras.
APENDICE O [ A ]: ACTIVIDADES DE VOLADURAS
O1 - GENERALIDADES
El presente apéndice es una guía para la prevención de daños sobre
infraestructuras del operador por actividades de voladura propias o de
terceros.
O2 - ALCANCE
Este Apéndice proporciona criterios para planificar y adoptar
precauciones cuando, por razones justificadas, se deben hacer voladuras
enterradas en las proximidades de los sistemas de cañerías que
transportan hidrocarburos líquidos.
Estos criterios son generales y contienen procedimientos recomendados
por la buena práctica de ingeniería, pero no incluyen información
técnica sobre el efecto de las cargas de voladuras sobre las
instalaciones vecinas.
Al respecto, el operador, debe consultar la bibliografía existente,
entre las cuales le puede recurrir a la publicación de AGA, "Efectos
sobre la cañería de detonaciones de explosivos enterrados".
O3 - PROCEDIMIENTOS PREVIOS A LAS ACTIVIDADES DE VOLADURAS
1- PLANEAMIENTO
a. El profesional responsable, contratado por el operador o un tercero,
debe identificar y conocer toda la normativa y demás exigencias
nacionales, provinciales y locales que reglamentan la actividad que va
a desarrollar. Asimismo, debe gestionar y obtener todos los permisos
que correspondan, otorgados por las autoridades competentes en la
materia.
b. El profesional responsable confeccionará los planos del proyecto
incluyendo las instalaciones del tramo de cañería involucrada
perteneciente al sistema de cañerías del operador, el que haber
verificado y aprobado dichos planos.
c. El profesional responsable debe informarse de los peligros y riesgos
potenciales en que pudiera incurrir, para lo cual, entre otros,
recabará información del operador.
d. Una vez tomado conocimiento del proyecto confeccionado por el
profesional responsable, el operador efectuará todas las observaciones
que produzcan conflictos entre el diseño propuesto y las instalaciones
existentes, de manera tal que los mismos desaparezcan.
e. Las especificaciones del proyecto del profesional responsable
incluirán dentro de la bibliografía consultada: el listado de códigos,
reglamentos y regulaciones que ha tomado en cuenta para efectuar la
tarea.
f. El operador debe hacer todas las previsiones necesarias para
asegurar la protección temporaria y sustentar adecuadamente sus
instalaciones bajo tierra o elevadas, tanto como sea necesario.
g. Entre el operador y el profesional responsable y sus mandantes debe
establecerse comunicación permanente durante la actividad de voladura.
h. El operador debe revisar su Plan de Contingencia para asegurarse de
que éste cubre adecuadamente cualquier contingencia que pudiera
razonablemente ocurrir.
2- REUNIONES PREVIAS A LAS ACTIVIDADES DE VOLADURA
El operador efectuará las reuniones necesarias con todos los
involucrados en las actividades de voladura, y en las mismas incluirá:
a. Una revisión exhaustiva de los planos conforme a obra y las especificaciones respectivas.
b. Cronograma y plazos de voladuras y construcción.
c. Establecimiento de comunicaciones seguras con las personas responsables de la tarea.
d. El método y manera en que el operador señalará la ubicación de sus instalaciones enterradas.
e. Control de las operaciones de voladura, que incluyen:
· Roles y responsabilidades.
· Inspecciones.
· Criterios de aprobación de las actividades programadas.
· Definición de las áreas de voladura.
· Clase de voladura.
· Tamaño y tipo de carga.
· Profundidad de la carga y distancia a las instalaciones y cañerías del operador.
· Tiempo de atraso admisible y duración de la frecuencia.
· Medio de detonación de la carga.
· Configuración geométrica de la perforación del explosivo y secuencia de la detonación.
· Protección de las instalaciones del operador a ser usadas, como por ejemplo zanjas, mantas, escudos, atenuación del tiro, etc.
· Condiciones y características del terreno y el suelo que lo compone.
· Entorno geológico, y posibilidad de consecuencias no deseadas.
· Necesidad de pruebas preliminares, por ejemplo sismográficas.
· Profundidad de la cañería.
· Diámetro de la cañería, espesor, especificaciones y condiciones conocidas.
· Si el operador decide que su cañería permanecerá en servicio durante
la voladura debe determinar los niveles de tensión a que será sometida,
y la presión de operación segura.
· La confirmación o no de que la cañería permanecerá en servicio
durante la voladura debe ser comunicada fehaciente por el operador a su
propio personal y a terceros.
f. Procedimiento de reacondicionamiento del área y de las instalaciones, posteriormente a las actividades de voladura.
g. Precauciones a adoptar por parte de los involucrados para minimizar
los peligros potenciales durante la voladura y las operaciones de
reacondicionamiento.
3- TAREAS DEL OPERADOR ANTERIORES A LAS ACTIVIDADES DE VOLADURA
Antes de las operaciones de voladura, el operador debe:
a. Realizar una investigación de pérdidas y fugas, reparando las mismas.
b. Ubicar en el campo las instalaciones subterráneas involucradas.
c. Realizar una revisión de campo de los trabajos proyectados con el
profesional responsable de las voladuras, determinando que precauciones
deben ser adoptadas para protegerlas. Dicha revisión debe incluir, como
mínimo:
· Tipo, indicación y diámetro de la cañería.
· Presión del sistema.
· Profundidad de las instalaciones.
· Distancia de la cañería al lugar donde se efectuarán los tipos de voladuras.
· Identificación de las instalaciones críticas.
PROCEDIMIENTOS DURANTE LAS OPERACIONES DE VOLADURA
El operador designará un representante autorizado, que deberá mantener
estrecho contacto con el profesional responsable de la voladura,
durante las operaciones, por los propósitos siguientes:
1- RELACION CON EL PROFESIONAL RESPONSABLE
a. Garantizar la seguridad del personal perteneciente al operador, durante todas las operaciones de voladura.
b. Informar al profesional responsable de la voladura de cualquier
problema que pueda desarrollarse, afectando las instalaciones del
operador.
c. Coordinar cualquier movimiento del personal del operador dentro y fuera de la zona de voladura.
d. Verificar cuándo las operaciones de voladura han finalizado.
2- PREVENCIONES DE EMERGENCIA
El personal del operador en el sitio debe tener:
a. La capacidad de poner en práctica el plan de emergencia.
b. Conocimiento preciso de las instalaciones dentro del área involucrada, su ubicación y del proyecto de voladura.
c. Relación directa con el profesional responsable.
3- INVESTIGACION DE PERDIDAS Y FUGAS DURANTE LAS OPERACIONES DE VOLADURA
a. El profesional responsable, debe primeramente confirmar al operador
que no hay ningún peligro para que su personal realice los recorridos
de las inspecciones.
b. Luego, el personal del operador realizará una inspección de pérdidas
y fugas al finalizar cada secuencia de voladura, a lo largo de una
distancia adecuada, de manera de asegurar que la integridad de sus
instalaciones no corre ningún peligro.
c. Si la voladura produjo un daño, las actividades de voladura a
criterio del operador deberán suspenderse hasta tanto el profesional
responsable modifique de manera adecuada la técnica utilizada.
De ocurrir un accidente, el personal del operador implementará el plan
de emergencia, si fuera preciso, y notificará de inmediato al
profesional responsable para que cese sus actividades.
4- PROCEDIMIENTOS A EJECUTAR POR PARTE DEL OPERADOR DESPUES DE LAS ACTIVIDADES DE VOLADURA
Después que las actividades de voladura han finalizado el operador debe:
a. Reacondicionar el área involucrada a sus condiciones normales, rellenando y compactando el suelo de manera adecuada.
b. Realizar inspecciones en busca de pérdidas y fugas en las instalaciones.
c. Controlar las instalaciones y equipos para confirmar condiciones operativas seguras.
d. La vigilancia debe continuar por un período razonable, evitando
asentamientos indeseables del terreno y otros daños causados por las
actividades de construcción relacionados con las tareas de voladuras.
APENDICE P [ A ]: DESAFECTACION Y ABANDONO DE CAÑERIA
P1 - DESAFECTACION
Cuando se proceda a desafectar parcial o totalmente instalaciones de un
sistema de cañerías, las mismas deberán ser purgadas e inertizadas
adecuadamente y quedar totalmente desconectadas y aisladas de toda
fuente de suministro de producto.
Las instalaciones desafectadas del servicio estarán sometidas a un plan
de mantenimiento y conservación, para preservar su estado, integridad y
capacidad de operación.
Para retornar al servicio, en las instalaciones que han estado
desafectadas de la operación por un período mayor a 5 años,
corresponderá realizar una prueba de rehabilitación siguiendo los
lineamientos de la sección 451.1 "Máxima Presión de Operación – MAPO".
P2 - ABANDONO
Las instalaciones a ser abandonadas serán preparadas para tal fin
siguiendo los lineamientos del presente Apéndice, y los requerimientos
ambientales aplicables.
De acuerdo a la normativa vigente, el operador deberá ser previamente
autorizado a abandonar las instalaciones y cañerías que componen el
sistema de transporte a su cargo. Luego, implementará un plan de
trabajos, que deberá ser presentado a la Autoridad de Aplicación para
su aprobación, conteniendo todos los pasos y etapas a ser llevadas a
cabo y los procedimientos de tareas y técnicas a ser empleadas para tal
fin, siguiendo los lineamientos del presente Apéndice y requerimientos
ambientales aplicables.
P3 - GENERALIDADES - LINEAMIENTOS - RECOMENDACIONES
Después del proceso de purgado y limpieza, la cañería se llenará con
agua o un fluído inerte, asegurando flotabilidad negativa,
procediéndose al sellado y aislamiento de todos los extremos libres.
Se deberán efectuar en el campo todas las pruebas necesarias para
asegurar que las instalaciones a ser desafectadas o abandonadas, estén
desconectadas y aisladas de toda fuente de suministro de producto.
En caso de ser conveniente levantar o recuperar la cañería, si en la
profundidad del zanjeo se reconocen dos o más estratos edáficos, se
deberán separar las capas edáficas y el subsuelo extraído,
restituyéndose la secuencia del suelo durante la tapada.
Los movimientos de suelo que se efectúen no deberán impedir el libre escurrimiento superficial.
En los cruces de cursos de agua se efectuará la recomposición de márgenes.
La protección catódica de las cañerías en uso debe desvincularse de las abandonadas.
Si por alguna razón, se quiere proteger las cañerías abandonadas, debe hacerse a través de un sistema independiente.
El sellado de los extremos se podrá realizar mediante casquetes
soldados, casquetes y tapones roscados, bridas y placas ciegas,
casquetes y tapones con juntas mecánicas, soldado de tapas y llenando
los extremos libres con un material de obturación adecuado.
El operador debe presentar a la Autoridad de Aplicación los estudios
ambientales correspondiente de acuerdo a lo dispuesto por la
Disposición de la Subsecretaría de Combustibles Nº 56 del 4 de abril de
1997 o por la normativa que la reemplace en el futuro.
APENDICE Q [ A ]: CAPACITACION DE PERSONAL
Q1 – GENERALIDADES
Los operadores deben confeccionar y mantener actualizado un programa
escrito de capacitación del personal propio y contratado, que realiza
tareas de mantenimiento y operación en sus sistemas de cañerías.
El propósito es asegurar la capacitación del personal para reducir la probabilidad y las consecuencias de accidentes.
Q2 – ALCANCE
Este apéndice se aplica a todos los operadores y al personal propio y
contratado, sujetos a los requerimientos de este reglamento.
Q3 – DEFINICIONES
Personal capacitado: persona que ha sido evaluada y está habilitada
para realizar las tareas de mantenimiento y operación cubiertas por
este Reglamento y pueda reconocer, reaccionar y resolver las
condiciones anormales que puedan producirse en el sistema de cañerías
del operador. La persona debe ser capacitada utilizando los métodos de
evaluaciones especificados en los programas escritos de capacitación
del operador.
Evaluación: Un proceso establecido y documentado por el operador para
determinar la capacidad individual del personal para realizar o cumplir
una tarea, la cual se determina por cualquiera de los siguientes
métodos:
· Examen escrito.
· Examen oral.
· Revisión de trabajos realizados.
· Observación durante:
· La realización del trabajo.
· El entrenamiento de la tarea.
· Simulaciones de la tarea.
· Otras formas de evaluación.
Q4 - IDENTIFICACION DE LAS PERSONAS INCLUIDAS EN EL PROGRAMA DE CAPACITACION
El operador es responsable por el desarrollo y la implementaron de los
métodos de evaluación, como también de la elección apropiada del
personal destinado a cumplimentar las tareas debiendo exigir que posean
el conocimiento técnico adecuado.
En las tareas en que se utilice personal no capacitado, el mismo debe
estar en relación directa con personas responsables y capacitadas que
los supervise estrechamente.
El número de personas no capacitadas, frente a las capacitadas debe ser mínimo y tender a cero.
En caso de un accidente la/s persona/s responsable/s de las tareas
involucradas necesariamente debe ser re-evaluada para determinar su
capacitación en dicha tarea, así como revisar los procedimientos
utilizados. El programa de capacitación debe incluir las previsiones
necesarias para reevaluar al personal involucrado en circunstancias
como la nombrada.
El operador debe comunicar, en tiempo, forma y de manera fehaciente al
personal todos los cambios producidos en la realización de las tareas
cubiertas por el programa de capacitación (el que reflejará las
correcciones pertinentes en los procedimientos de mantenimiento,
operación y diseño).
Es necesario que a intervalos especificados en el programa de
capacitación todas las personas responsables realicen cursos de
actualización de conocimientos teóricos y prácticos en las tareas
identificadas como propias y en todo lo relacionado con las mismas.
El personal no capacitado que realiza tareas vinculadas con la
operación y el mantenimiento, necesariamente debe recibir la
capacitación básica que prevé la Ley Nº 19.587 y el Decreto Nº 911 del
5 de agosto de 1996, además de los conocimientos que el operador
identifique como esenciales a efectos de minimizar errores.
Q5 - REGISTROS
El operador mantendrá registros que demuestren el cumplimiento de este apéndice.
Los registros de capacitación contendrán:
· Identificación de la capacitación individual.
· Identificación de las tareas que la persona puede realizar, de acuerdo a su nivel de capacitación.
· Fecha de la capacitación.
· Métodos de evaluación.
En el registro se mantendrá archivada la documentación precedente, por
un período mínimo de 5 años posteriores al momento en que la persona
haya cesado de efectuar la/s tarea/s de su responsabilidad.
Q6 - IDENTIFICACION DE TAREAS
Se describen los requerimientos mínimos que el operador debe tener en
consideración al identificar las tareas a realizar por el personal
capacitado.
Para los propósitos de este apéndice, una tarea identificada será, toda aquella que:
a. Deba ser realizada sobre las instalaciones del sistema de cañerías.
Esto significa una actividad que es efectuada por una persona
capacitada o bajo la supervisión de ella, y cuya ejecución impacta
directamente sobre el sistema de cañerías, en funcionamiento o no.
b. Deba ser una tarea de operación o mantenimiento.
Todas las tareas que se realicen en el lugar de emplazamiento, sobre
los parámetros operativos del sistema o en respuesta a acciones de
terceros que afectan o pueden afectar el mismo.
c. Deba ser realizada como respuesta a los requerimientos de este apéndice.
Tareas realizadas para el cumplimiento de este Reglamento en los
aspectos de diseño, operación, mantenimiento e integridad, las que
deberán estar a cargo de personal con acreditada experiencia
comprobable en sus funciones, y en los casos aplicables con la
certificación correspondiente.
