Cada compañía operadora puede desarrollar procedimientos de operación y mantenimien- to adecuados desde el punto de vista de la seguridad pública, basándose en los requeri- mientos del Código, la experiencia y el conocimiento de la compañía sobre sus instala- ciones y las condiciones en la que estas operan.
Las guías y procedimientos establecidos en el Código no relevan a la compañía de la res- ponsabilidad de actuar en forma prudente ante cada situación normal o anormal que pue- da presentarse.
Debe disponerse de equipamiento del tipo, capacidad y en cantidades apropiadas para su utilización en todas las áreas de trabajo y facilidades en las que se opere con amoníaco líquido anhidro. Tal equipamiento deberá incluir como mínimo los siguientes elementos:
¾ Máscara de protección facial completa ¾ Máscara de aire independiente
¾ Guantes ajustados ¾ Anteojos de seguridad ¾ Calzado de seguridad ¾ Ropa de seguridad
¾ Accesibilidad a ducha con no menos de 50 Gal (190 litros) de agua limpia en un contenedor abierto
El personal deberá ser entrenado en el correcto empleo de los elementos de seguridad y la ropa de seguridad será de tela engomada impermeable o resistente al ataque del amonía- co.
Planes de operación y mantenimiento.
Cada compañía operadora de instalaciones construidas de acuerdo con los requerimientos del Código deberá:
¾ Poseer documentos escritos conteniendo los planes detallados y programas de en- trenamiento del personal involucrado en las actividades de operación y manteni- miento, para las condiciones normales, de acuerdo con los propósitos del Código. Las características esenciales de dichos planes y programas se describen en los párrafos 451 y 452.
¾ Disponer de un plan escrito para el control de la corrosión interna y externa de tu- berías nuevas y existentes, incluyendo los requerimientos del Párrafo 453 y del Capítulo VIII (Control de corrosión).
¾ Disponer de un plan escrito de emergencia de acuerdo con los requerimientos del Párrafo 454. Este plan debe contemplar el entrenamiento del personal y establecer las vinculaciones con instituciones públicas que puedan estar involucradas.
¾ Disponer de un plan para enfrentar los cambios en las condiciones que puede afectar la integridad y la seguridad de los sistemas de tuberías.
¾ Establecer contactos con autoridades jurisdiccionales que emiten permisos de ex- cavación para evitar daños a las tuberías causados por obras de terceros.
¾ Establecer procedimientos para analizar las fallas y accidentes, determinar las causas y prevenir su recurrencia.
¾ Mantener mapas y registros para administrar adecuadamente los planes y proce- dimientos.
¾ Disponer de procedimientos para el cierre y abandono de los sistemas de tuberías. ¾ Establecer los planes y procedimientos enfocando las zonas o áreas de mayor
riesgo potencial.
¾ Operar y mantener el sistema de tuberías de conformidad con los requerimientos del Código.
¾ Establecer un sistema de revisión y modificación de los procedimientos para adaptarlos a las condiciones de operación y riesgo imperantes en cada momento. Operación y mantenimiento de la tubería.
Presión de operación.
Deben tomarse precauciones para evitar que la presión actuante en cada punto de la tube- ría exceda el valor de la presión de diseño correspondiente. Se deberán tener en cuenta los posibles incrementos transitorios de presión que puedan exceder los límites permiti- dos en el diseño (Menores de 1,10 veces la presión de diseño).
Comunicaciones.
Se deberá mantener una central de comunicaciones para garantizar la operación segura bajo condiciones normales y de emergencia.
Marcas.
Se instalarán marcas sobre cada línea a cada lado del camino, carretera, ferrovías y cruces de corrientes que permitan localizar e identificar el sistema. Esas marcas no se requieren cuando se trata de líneas costa afuera (“Offshore”).
Las marcas y carteles permitirán identificar la compañía operadora y – cuando sea posi- ble – indicar el teléfono de emergencia al cual llamar.
Mantenimiento de los derechos de paso.
El derecho de paso será mantenido adecuadamente para tener clara visibilidad y acceso razonable a las cuadrillas de mantenimiento.
Patrullado.
Cada compañía operadora deberá organizar y mantener programas de patrullado de las líneas para observar visualmente el estado general de las instalaciones, de los derechos de paso, descubrir perdidas, observar actividades de construcción en el área y tomar cono- cimiento de cualquier actividad que pueda afectar la seguridad y la operación de la línea.
Se debe prestar particular atención a tareas de construcción de caminos, limpieza de zan- jas, excavaciones y de cualquier actividad que pueda producir daños a la instalación, afectando la operación y la seguridad pública.
Los patrullajes deberán tener una frecuencia que no exceda de una vez cada dos semanas, excepto para las líneas de GLP o amoníaco líquido anhidro en las que el período de patru- llaje no excederá de una semana en zonas residenciales, comerciales o industriales. Reparación de líneas.
Las reparaciones deberán efectuarse de acuerdo con el plan de mantenimiento que debe considerar la información contenida en la API Púb. 2200, API Púb. 2201, API RP 1107 y API RP 1111.
El personal involucrado en las tareas de mantenimiento y reparación de líneas para el transporte de GLP, dióxido de carbono o amoníaco líquido anhidro deberá estar adecuadamente informado sobre las propiedades, características y riegos potencia- les de esos líquidos.
Cuando se utilicen fluidos inertes para desplazar sustancias peligrosas de las áreas a in- tervenir, las operaciones deberán realizarse de acuerdo con procedimientos escritos espe- cíficos. Debido al riesgo potencial implícito, esos procedimientos deben tener en cuenta las siguientes cuestiones relacionadas con el gas inerte:
¾ Caudal máximo ¾ Presión
¾ Temperatura de inyección ¾ Disposición del gas inerte ¾ Procedimientos de seguridad
El procedimiento deberá ser supervisado de acuerdo con los requerimientos del Párrafo 451.6(a).
Disposición de defectos.
• Limites de imperfecciones y defectos.
1. Todas las ranuras y marcas con profundidades mayores al 12,5% del espesor de- berán ser eliminadas.
2. Las depresiones que cumplan alguno de los siguientes requerimientos deberán ser eliminadas:
Afectan la curvatura en una costura circunferencial Contienen ranuras, marcas, etc.
La profundidad exceden ¼” en tuberías con un diámetro nominal de menos de 4” o el 6% del diámetro nominal en los demás casos.
3. Todo material afectado por quemaduras de soldadura debe ser eliminado. 4. Todas las fisuras deben ser eliminadas o reparadas,
5. Todas las soldaduras que no satisfagan los requerimientos aplicables será removi- da o reparada.
6. Corrosión general. Cuando el área afectada sea pequeña, el tramo de tubería será reemplazado y cuando la extensión sea mayor, podrá disminuirse la presión de operación convenientemente.
7. Picado o corrosión localizada. La tubería será reemplazada, reparada u operada a una presión reducida, según resulte conveniente. El método que se describe a continuación aplica cuando el espesor de pared remanente es menor al 80% del espesor nominal, pero no debe utilizarse cuando la corrosión se encuentre localizada en costuras soldadas eléctricamente (ERW) o inducción eléctrica. Tampoco puede utilizarse cuando la pérdida de metal esta orientada en la di- rección circunferencial a lo largo de o en una soldadura circunferencial o en la zona afectada por el calor (HAZ).
8. Las áreas en las que por amolado el espesor haya quedado reducido por debajo del espesor de diseño (Párr. 404.1.2) menos la tolerancia de fabricación pueden anali- zarse de acuerdo con el procedimiento del párrafo anterior. La norma ASME B31G8 puede ser utilizada como guía.
9. Todo tramo de tubería en la que se produzcan pérdidas deberá repararse o reem- plazarse.
A partir de los gráficos y/o curvas anteriores se determina la máxima extensión longitu- dinal de la cadena de corrosión y se lo compara con el valor medido extrapolado en fun- ción de la tasa de daño medida o estimada.
• Reparaciones admisibles en tuberías.
Siempre que resulte posible, la tubería debe sacarse de servicio para proceder al re- emplazo de los tramos afectados.
Cuando ello no resulte posible, las reparaciones pueden efectuarse mediante la insta- lación de un manguito partido completa (360º alrededor del tubo).
Para la reparación de indentaciones podrá utilizarse un relleno endurecible epóxico, que llene el espacio entre el manguito y la tubería, para restaurar el perfil y las dimen- siones originales del tubo antes de la instalación del manguito.
En la reparación de fisuras que no producen pérdidas, contenidas en materiales que podrían comportarse de modo frágil, se deberán tomar previsiones para igualar la pre- sión interior de la tubería y del manguito.
Cuando no resulte posible sacar la tubería de servicio, las pérdidas menores y áreas localizadamente corroídas (excepto por la presencia de fisuras) pueden repararse me- diante la instalación de un parche de acuerdo con las previsiones de los párrafos apli- cables [451.6.2(c)].
Cuando no resulte posible sacar la tubería de servicio, los defectos en soldaduras pro- ducidos por el material de relleno, pequeñas zonas corroídas, ranuras y quemaduras del arco pueden repararse depositando metal de aporte según el párrafo 451.6.2(c)(9), previa remoción por amolado.
• Métodos de reparación.
Las soldaduras de reparación deben efectuarse utilizando procedimientos y soldado- res calificados de acuerdo con el párrafo 434.8.3 de la API RP 1107. Los soldadores deben estar familiarizados con las precauciones de seguridad necesarias.
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Los parches que se instalen deberán tener sus vértices redondeados convenientemente y tendrán un ancho mínimo de 150 mm en la dirección longitudinal.
Los materiales utilizados en los parches serán del mismo material, tipo y grado, o me- jores que los de la tubería.
La instalación de parches estará limitada a tuberías de 12” o menos, que conformen la especificación API 5L, Grado X42 o inferior.
Los parches serán vinculados a las tuberías mediante soldaduras de filete. El uso de parches insertados esta prohibido.
La longitud de los parches de circunferencia completa tendrán una longitud mínima de 100 mm y cuando el espesor del parche sea mayor al de la tubería, sus cantos de- berán chaflanarse para reducir su espesor al de la pared del tubo.
Las reparaciones que se efectúen en tubos revestidos incluirán la restauración poste- rior del recubrimiento, incluyendo el de los manguitos que se instalen.
Cuando la reparación se haga con la tubería en servicio, la presión se deberá reducir convenientemente para efectuar la reparación de un modo seguro.
Otros requerimientos pueden consultarse en el párrafo aplicable del Código.
• Pruebas a las reparaciones en tuberías que operan a más del 20% de la tensión de fluencia mínima.
Cuando una sección sea reemplazada como un cilindro completo, el tramo de reem- plazo será sometido a las pruebas de presión requeridas para la tubería en el párrafo 437.4.1. Las pruebas pueden efectuarse sobre el tramo antes de su instalación, siem- pre que las soldaduras que se efectúen a posteriori sean inspeccionadas radiográfica- mente o mediante otro método de END que no sea el examen visual.
• Disminución de la presión de operación en tuberías (“Derating”).
Las tuberías corroídas o que contengan áreas reparadas por amolado pueden ser ope- radas a presión reducida como alternativa a la reparación. La nueva presión de opera- ción será determinada de acuerdo con los requerimientos del Párrafo 404.1.2, utili- zando el espesor remanente mínimo de la zona afectada.
Para tuberías con corrosión localizada u áreas reparadas por amolado para el que no se satisfagan los requerimientos del Párrafo 451.6.2(a)(7), la presión de operación disminuida será calculada mediante la expresión siguiente.
• Mantenimiento de válvulas.
Las válvulas serán inspeccionadas, mantenidas cuando sea necesaria y operada al me- nos una vez por año para verificar su correcto funcionamiento.
• Ferrovías y carreteras que cruzan tuberías existentes.
Cuando nuevas carreteras o ferrovías crucen por encima de tuberías existentes, debe- rán analizarse las nuevas condiciones de carga para determinar la posibilidad de ac- ciones correctivas cuando las nuevas tensiones calculadas excedan el 90% de la ten- sión de fluencia mínima (verificación estática) y satisfaga los límites de fatiga (API RP 1102).
• Tramos verticales de plataformas en aguas tierra adentro.
Estos tramos serán inspeccionados no menos de una vez por año en la zona de salpi- cado y por encima de ella.
• Operación y mantenimiento de estaciones de bombeo, terminales y tanques.
Se deberán establecer procedimientos para la puesta en marcha, operación y parada, cuyo cumplimiento deberá ser controlado por la compañía operadora. Esos procedi-
mientos deberán incluir medidas preventivas y procedimientos de verificación que ga- ranticen su correcto funcionamiento.
Las presiones de descarga y los caudales serán monitoreados y registrados periódica- mente para detectar posibles apartamientos de las condiciones normales y tomar las acciones correctivas necesarias.
• Controles del equipo de protección.
Los equipos de protección deberán someterse a inspecciones periódicas para asegurar su correcto funcionamiento.
Las válvulas de alivio de recipientes de almacenamiento conteniendo GLP, dióxido de carbono o amoníaco líquido anhidro deberán probarse al menos una vez cada cinco años.
• Recipientes de presión.
Rodos los recipientes de almacenamiento serán sometidos a inspecciones periódicas registradas. Entre los aspectos a cubrir se encuentran:
1. Estabilidad de las fundaciones.
2. Condición general del fondo, la envolvente, escaleras, techos, etc. 3. Venteos y equipamiento de seguridad.
4. Condición de los diques de contención de derrames y paredes para fuego. Para la limpieza de los tanques se utilizará la API Púb. 2015.
• Almacenamiento de materiales combustibles.
Todos los combustibles que deban almacenarse en cantidades superiores a las que se requieren para el consumo diario, que no sean las que se utilizan normalmente en las casas de bombas, se almacenarán en edificios separados, construidos con materiales ignífugos.
Los tanques de almacenamiento sobre el terreno serán protegidos de acuerdo con la NFPA 30.
• Plan de emergencia.
Se establecerá un plan de emergencia escrito que se pondrá en práctica en caso de eventos de falla, accidentes, etc., que incluirá procedimientos para la pronta resolu- ción y remedio de situaciones que puedan afectar la seguridad y la salud públicas, da- ños al personal, medio ambiente y propiedades, limitando la descarga de las sustan- cias transportadas.
Se incluirán previsiones para el entrenamiento del personal, incluyendo el conoci- miento de las particularidades de las sustancias involucradas. Se organizarán revisio- nes periódicas del plan con el personal, a intervalos no mayores de los seis meses. Los procedimientos incluirán contactos con oficinas públicas, departamentos de bom- beros, policía, defensa civil, etc. para actuar en forma coordinada en caso de eventos que lo requieran.
Se deberán considerar los medios para trasladar o permitir el traslado del personal a los sitios que requieran los roles asignados.
Otras particularidades del Plan de Emergencia pueden consultarse en el Párrafo 454 del Código.
• Registros.
Para propósitos de operación y mantenimiento, se deberán mantener los siguientes re- gistros:
1. Datos operacionales necesarios.
2. Novedades de las actividades de patrullado.
3. Registros de corrosión (Párrafo 465, Capítulo VIII) 4. Registros de pérdidas y roturas.
5. Actividades de rutina o inusuales. 6. Reparaciones.
• Calificación de sistemas de presión para aumentar la presión de operación.
Para incrementar la presión de operación de sistemas diseñados para operar a un ten- sión circunferencial mayor del 20% de la tensión de fluencia mínima, deben efectuar- se las siguientes actividades:
1. Revisar el diseño y las pruebas previas para determinar la factibilidad del in- cremento proyectado. (Este requisito demuestra fehacientemente la necesidad de disponer de registros de información convenientemente archivados y acce- sibles en el momento en que se lo requiera)
2. Inspeccionar el estado de la tubería y de los registros de operación, manteni- miento, control de corrosión, etc.
3. Reparar todos los defectos que lo requieran.
Superadas las instancias anteriores, el juicio de un profesional competente podrá de- cidir la factibilidad del aumento en la presión de operación a un valor que no podrá exceder el valor máximo permitido por el Código para material nuevo.
El incremento de la presión al nuevo valor se efectuará en forma gradual y por etapas de suficiente duración para evaluar que puede procederse al siguiente incremento de un modo seguro.
• Abandono de tuberías.
El proceso de abandono de tuberías requiere de:
1. Desconectar la tubería de las fuentes de fluido a transportar.
2. Purgar la tubería para eliminar el contenido, mediante el empleo de un gas inerte y posterior sellado de los extremos.