ESTÁNDAR NACIONAL AMERICANO
ADMINISTRACIÓN
DE LA INTEGRIDAD
DEL SISTEMA
DE GASODUCTOS
CÓDIGO ASME PARA TUBERÍA DE PRESIÓN, B31
ASME B31.8S-2001
(Suplemento para ASME B31 .8)
PRÓLOGO
Los operadores de los sistemas de tuberías trabajan continuamente para mejorar la seguridad de sus sistemas y operaciones. En los Estados Unidos, tanto los operadores de gasoductos como los de oleoductos han estado trabajando con sus reguladores durante varios años para desarrollar una aproximación más sistemática hacia la administración de la integridad en la seguridad de las tuberías.
La industria de los gasoductos debía superar muchos inconvenientes técnicos antes de que se pudiera escribir una administración de integridad estándar. Varias iniciativas fueron asumidas por la industria para responder estas preguntas. Como resultado de dos años de intenso trabajo por parte de expertos técnicos en diferentes campos, surgieron 20 informes que ofrecieron las respuestas necesarias para completar este estándar. (La lista de estos informes está incluida en la sección de referencia de este Estándar.)
Este Estándar no es obligatorio y está diseñado para complementar el B31.8, ASME Code for Pressure Piping (Código ASME para Tubería de Presión), Gas Transmission and Distribution Piping Systems (Sistemas de Tubería para la Distribución y Transporte de Gas). Se convierte en obligatorio sólo y sólo si los reguladores de ductos lo incluyen como requisito en su normatividad.
Éste es un estándar que describe el proceso que un operador puede emplear para desarrollar un programa de administración de integridad. También proporciona dos opciones para el desarrollo del programa mencionado— una aproximación prescriptiva y una aproximación basada en riesgo o funcionamiento. Los operadores de ductos en varios países en la actualidad están utilizando los principios basados en riesgo o de administración de riesgo para mejorar la seguridad de sus sistemas. Algunos de los estándares internacionales sobre esta materia fueron utilizados como base para escribir este Estándar. Se le hace un reconocimiento especial a API y su estándar de Administración de la Integridad de Líquidos, API 1160, que fue usado como modelo para el formato de este Estándar.
La intención de este Estándar es proporcionar una aproximación integrada, comprensible y sistemática hacia la administración de la seguridad y la integridad de los ductos. La fuerza que desarrolló este Estándar espera haber logrado este propósito.
Este Suplemento fue aprobado por el B31 Standards Committee (Comité de Estándares B31) y por la ASME Board on Pressure Technology Codes and Standards (Junta ASME para Estándares y Códigos de Tecnología de la Presión). Fue aprobado como Estándar Nacional Americano, el 14 de enero de 2002.
PREPARACIÓN DE SOLICITUDES TÉCNICAS PARA EL CÓDIGO ASME PARA TUBERÍA DE PRESIÓN, B31
INTRODUCCIÓN
El Comité ASME B31, Código para Tubería de Presión, considerará las solicitudes por escrito de interpretación y revisión de las normas del Código y desarrollará nuevas normas si así lo exige el desarrollo tecnológico. Las actividades del Comité a este respecto, se limitan estrictamente a interpretaciones sobre las normas o a la consideración o revisión de las normas actuales a la luz de nueva información o tecnología. Como sociedad de divulgación, ASME no aprueba, no certifica, no tasa, ni endosa ningún elemento, construcción, dispositivo, ni actividad y por lo tanto las solicitudes que contengan tales consideraciones serán devueltas. Además, ASME no actúa como consultor sobre problemas de ingeniería específicos, ni sobre la aplicación general o comprensión de las normas del Código. Si en opinión del Comité el solicitante debe buscar ayuda profesional, la solicitud será devuelta con las recomendación de obtener tal ayuda.
Las solicitudes que no proporcionen la información necesaria para que el Comité entienda totalmente, también serán devueltas.
REQUISITOS
Las solicitudes se limitarán estrictamente a interpretaciones de las normas o a la consideración de revisión a las normas actuales con base en nueva información o tecnología. Para este propósito se deben llenar los siguientes requisitos:
alcance del Código. Cualquier carta de solicitud que incluya materias no relacionadas, será devuelta.
(b) Antecedentes. Establezca el propósito de la solicitud, que debe ser ya sea
para obtener una interpretación de las normas del Código o para proponer la consideración o revisión de las normas actuales. Suministre en forma concisa la información necesaria para que el Comité comprenda la solicitud, asegurándose de incluir la referencia a la sección, edición, adendo, párrafo, figuras y tablas, correspondientes del Código. Si se anexan esquemas, estos deben corresponder al alcance de la solicitud.
(c) Estructura de la Solicitud.
(1) Pregunta(s) Propuesta(s). La solicitud debe ser establecida en un
formato de pregunta preciso y condensado, omitiendo información superflua de antecedentes, y donde sea apropiado, compuesto de tal forma que “sí” o “no” sean un respuesta aceptable. La solicitud debe ser técnica y editorialmente correcta.
(2 Respuesta(s) Propuesta(s). Proporcione una respuesta propuesta,
estableciendo lo que cree que el Código requiere.
Si, en opinión del solicitante, es necesaria una revisión del Código, se debe suministrar la redacción recomendada además de la información que justifique el cambio.
ENVÍO
Las solicitudes deben ser enviadas escritas en máquina; sin embargo, también se tendrán en cuenta las solicitudes escritas a mano legibles. Se debe incluir el nombre y la dirección de correspondencia del solicitante, y la carta se debe enviar a: Secretary, ASME B3 1 Committee, Three Park Avenue, New York, NY 10016-5990.
COMITÉ B31, CÓDIGO ASME PARA TUBERÍAS DE PRESIÓN
(La siguiente es la nómina del Comité en el momento de la aprobación de este Estándar.)
EJECUTIVOS
L. E. Hayden, Pres. B. P. Holbrook, Vicepresidente P. D. Stumpf, Secretario
COMITÉ DE ESTÁNDARES SOBRE TUBERÍA DE PRESIÓN
H. A. Ainsworth, Consultor
R. J. Appleby, Exxon Mobil Upstream Research Co. A. E. Beyer, Fluor Co.
K. C. Bodenhamer, Willians Energy Service P. A. Bourquin, Consultor
J. D. Byers, Consultor J. S. Chin, El Paso Corp. P. D. Flenner, Consultor
D. M. Fox, TXU-Pipeline Services J. W. Frey, Reliant Resources Inc. D. R. Frikken, Solutia, Inc.
P. H. Gardner, Consultor
L. E. Hayden, Victaulic Co. of America
R. W. Haupt, Pressure Piping Engineering Associates, Inc. R. R. Hoffmann, Federal Energy Regulatory Conmiission B. P. Holbrook, Babcock Borsig Power, Inc.
G. A. JoIIy, Edward Vogt Valve Co. J. M. Kelly, Willbros Engineers
W.j. Koves, UOP LLC
K. K. Kyser, York International Frick W.B. McGehee, Consultor
J. E. Meyer, Middough Association, Inc.
E. Michalopoulos, General Engineering and Commercial Co. A. D. Nance, A. D. Nance Associates, Inc.
T. J. O’Grady, Veco Alaska, Inc. R. G. Payne, Alstom Power, Inc. P. Pertuit, Black Mesa Pipeline, Inc.
J. T. Powers, Parsons Energy and Chernicals W.V. Richards, Consultor
E. II. Rinaca, Dominion/Virginia Power M. J. Rosenfeld, Kiefner and Associates, Inc.
R. J. Silvia, Process Engineers and Constructors, Inc. W.J. Sperko, Sperko Engineering Service, Inc.
G. W. Spohn III, Coleman Spobn Corp.
P. D. Stunspf, Tite American Society of Mechanical Engineers A. L Watkins, First Energy Corp.
COMITÉ DE SISTEMAS DE TUBERÍA PARA DISTRIBUCIÓN Y TRANSMISIÓN DE GAS B31.8
W.B. McGehee, Chair, Consultor
E. H. Maradiaga, Secretario’, Tite American Society of Mechanical Engineers D. D. Anderson, Columbia Gas Transmission Corp.
R. J. Appleby, Exxon Mobil Upstrearn Research Co. G. Aragon, El Paso Corp.
J.S. Barna, Columbia Gas Transmission R. C. Becken, Pacific Gas and Electric Co. S. H. Cheng, Southern California Gas Co. J. S. Chin, El Paso Corp.
S. C. Christensen, IPE Bolivia SRL R. L. Dean, ConReg Associates A. J. Del Buono, Consultor J. C. DeVore, Consultor
P. M. Dickinson, Trigon Sheehan LLC J. A. Drake, Dulce Energy
J. J. Fallon, Jr., Public Service Electric and Gas Co. R. Favila, El Paso Natural Gas Co.
M. E. Ferrufino, IPE Bolivia SRL F. R. Fleet, F. Roy Fleet, Inc. F. R. Flint, NTSB
M. A. Francis, LTV Copperweld E. N. Freeman, T. D. Willianison, Inc.
L. M. Furrow, U. 5. Department of Transportation, Office of Pipeline Safety R. W. Gailing, Southern California Gas Co.
J. E. Hansford, Consultor
M. E. Hovis, CMS Panhandle Pipeline Co. M. D. Huston, Oneok Gas Transportation
D. L. Johnson, Enron Pipeline Group E. B. Kaplan, Kellogg Brown and Root J. M. Kelly, Willbros Engineers, Inc.
S. J. LeBlanc, Exxon Mobil Development Co. R. D. Lewis, H. Rosen USA, Inc.
A. 1. Macdonald, Consultor
M. J. Mechlowicz, Southern California Gas Co. C. J. Miller, Gulf Interstate Engineering
D. E. Moore, El Paso Corp.
R. A. Mueller, Dynegy Midstreani Services
R. S. Neuman, Williasns Gas Pipelines—Transco A. C. Newsome, ir., El Paso Corp.
J. W. Pepper, Dulce Energy
A. T. Richardson, Richardson Engineering Co. C. G. Roberts, Fluor Daniel
M. J. Rosenfeld, Kiefner and Associates, Inc. L. A. Salinas, Tennessee Gas Pipeline Co. R. A. Schmidt, Trinity-Ladish Co.
B. Taksa, Gulf Interstate Engineering
C. J. Tateosian, Gas System Engineering, Inc. P. L. Vaughan, ENRON
F. R. Volgstadt, Perfection Corp.
E. L. Von Rosenberg, Materials and Welding Technology, Inc R. A. Wolf, Willbros Engineers
K. F. Wrenn, ir., Wrentech Services LLC D. W. Wright, Sun Pipeline Co.
FUERZAS DE TAREA EN EL COMITÉ DE INTEGRIDAD DE DUCTOS B31.8
J. A. Drake, Cha ir, Dulce Energy Corp. E. Amundsen, CMS Panhandle Eastem J. S. Chin, El Paso Corp.
S. C. Christensen, IPE Bolivia 5. R. L. M. E. Ferrufino, IPE Bolivia 5. R. L. D. M. Fox, Oncor Group
S. Frehse, SW Gas Corp.
L. M. Furrow, U.S. Departrnent of Transportation, Office of Pipeline Safety B. Hinton, Gulf South Pipeline
D. L. Johnson, Enron Gas Pipeline Group E. Leewis, Gas Technology lnstitute W.B. McGehee, Consultor
D. E. Moore, El Paso Corp. S. Mundy, Reliant Energy
T. Picciott, Niagara Mohawk Power Corp. P. L. Vauglian, Enron Gas Pipeline Group C. Warner, Pacific Gas arnd Electric Co.
REVISIÓN TÉCNICA DE ESTADO
G. Blanton, Tennessee Regulatory Authority, Gas Pipeline Safety Division E. B. Smith, Kentucky Public Service Commission
FUERZA DE TAREA DE APOYO A COMITÉ
P. Gustilo, American Gas Association
E. Maradiaga, Tite American Society of Mechanical Engineers B. Selig, HSB-SA Pipelines
P. J. Wood, Cycla Corp.
SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE LA INTEGRIDAD DE GASODUCTOS
1 INTRODUCCIÓN
1.1 Alcance
Este Estándar es aplicable a sistemas de tubería en tierra, construidos con materiales ferrosos y que transporten gas. Sistema de tubería significa todas las instalaciones físicas a través de las cuales se transporta gas, incluyendo tubos, válvulas, accesorios de los tubos, compresores, estaciones medidoras, estaciones reguladoras, retenedores y cualquier otro accesorio. Los principios y procesos incluidos en la administración de la integridad son aplicables a todos los sistemas de ductos.
Este Estándar está específicamente diseñado para proporcionarle al operador (como se define en la sección 13) la información necesaria para desarrollar e implementar un programa efectivo de administración de integridad, utilizando prácticas y procesos industriales de utilidad comprobada. Los procesos y aproximaciones dentro de este Estándar son aplicables al sistema de tubería completo.
1.2 Propósito y Objetivos
Administrar la integridad de un sistema de gasoducto es el objetivo principal de cualquier operador. Los operadores desean continuar entregando gas natural a sus clientes de una forma segura y confiable sin efectos adversos sobre los empleados, el público, los clientes o el ambiente. La operación sin incidentes ha sido y continúa siendo el mayor objetivo de la industria de los gasoductos. El uso de este Estándar como suplemento del Código ASME B31.8, permitirá que los operadores de ductos se acerquen aún más a ese objetivo.
Un programa de administración de integridad comprensible, sistemático e integral proporciona los medios para mejorar la seguridad de los sistemas de tubería. Tal programa le brinda al operador la información necesaria para ubicar con efectividad los recursos para las actividades de prevención, detección y mitigación que dan como resultado una mayor seguridad y la reducción del número de incidentes.
Este Estándar describe un proceso que el operador de un sistema de tubería puede utilizar para evaluar y mitigar riesgos con el propósito de reducir la posibilidad y las consecuencias de los incidentes. Cubre tanto un programa de administración de integridad prescriptivo como uno basado en funcionamiento.
El proceso prescriptivo, cuando se sigue explícitamente, proporciona todas las actividades de inspección, prevención, detección y mitigación necesarias para producir un programa satisfactorio de administración de integridad. Esto no elimina el cumplimiento de los requisitos de ASME B31.8. El programa de administración de integridad basado en funcionamiento utiliza más información y análisis de riesgo más complejos, lo cual permite que el operador alcance un mayor grado de flexibilidad con el propósito de ajustarse o exceder los requerimientos de este Estándar específicamente en las áreas de intervalos de inspección, herramientas utilizadas y técnicas de mitigación empleadas. Un operador no puede proseguir con el programa de integridad basado en desempeño hasta que se realicen las inspecciones adecuadas que proporcionen la información sobre la condición del ducto, requerida por el programa. El nivel de exactitud de un programa basado en funcionamiento o un Estándar internacional alternativo debe igualar o exceder la de un programa prescriptivo.
Los requerimientos para los programas de integridad basada en desempeño y los prescriptivos se proporcionan en cada una de las secciones en este Estándar. Además el Apéndice A no obligatorio, ofrece actividades específicas por categorías de amenaza, que un operador puede seguir para producir un programa de administración de integridad satisfactorio.
Este Estándar está planeado para ser utilizado por individuos y equipos responsables de planear, implementar y mejorar un programa de administración de integridad de un ducto. Generalmente un equipo incluye administradores, ingenieros, personal de operarios, técnicos y especialistas con experticia específica en actividades de prevención, detección y mitigación.
1.3 Principios de la Administración de Integridad
Un conjunto de principios es la base para la intención y los detalles específicos de este Estándar. Se enumeran aquí para que el usuario de este Estándar pueda entender la extensión y la profundidad en la que la integridad se convierte en una parte integral y continua de la operación segura de un sistema de tubería.
Los requerimientos funcionales para la administración de integridad deben ser llevados a nuevos sistemas de tubería desde la planeación inicial, diseño, selección de material y construcción. La administración de integridad de un ducto comienza con un buen diseño, una buena selección de material y una buena construcción del ducto. La guía para estas actividades se ofrece principalmente en ASME B31.8. También existen varios estándares de consenso que pueden ser usados, al igual que la normatividad jurisdiccional sobre seguridad del ducto. Si es necesario incorporar una nueva línea en un programa de administración de integridad, los requerimientos funcionales para la línea, incluyendo las actividades de prevención, detección y mitigación deben ser consideradas para ajustarse a este Estándar. Los registros completos de material, diseño, y construcción para la línea son esenciales para la iniciación de un buen programa de administración de integridad.
La integridad del sistema requiere del compromiso de todo el personal de operación, utilizando procesos integrados, comprensibles y sistemáticos para operar con seguridad y mantener los sistemas de tubería. Para tener un programa de administración de integridad efectivo, el programa debe estar enfocado en la organización del operador, en los procesos y en el sistema físico.
Un programa de administración de integridad es dinámico y debe ser flexible. Debe estar personalizado para ajustarse a las condiciones exclusivas de cada operador. Debe ser evaluado periódicamente y modificado para acomodarlo a los cambios en la operación del ducto, a los cambios en el ambiente de operación y la aparición de nueva información acerca del sistema. Se requiere la evaluación periódica para asegurar que el programa aproveche las tecnologías mejoradas y que utilice el mejor conjunto de actividades de prevención, detección y mitigación que estén disponibles para las condiciones de un momento específico. Además, a medida que se implemente el programa de administración de integridad, se debe revaluar la efectividad de las actividades, y modificarlas para garantizar la efectividad continua del programa y de todas sus actividades.
La integración de información es un componente clave para administrar la integridad del sistema. Un elemento clave de la estructura de administración de integridad es la integración de toda la información pertinente al realizar las evaluaciones de riesgos. La información que pueda causar impacto en la comprensión del operador de los riesgos importantes para un sistema de tubería, viene de diversas fuentes. El operador está en la mejor posición de reunir y analizar esta información. Analizando toda la información pertinente, el operador puede determinar donde son mayores los riesgos de un incidente, y tomar decisiones prudentes para evaluar y reducir esos riesgos.
La evaluación de riesgos es un proceso analítico mediante el cual un operador determina las clases de eventos o condiciones adversas que podrían tener impacto en la integridad del ducto. También determina la posibilidad o probabilidad de esos eventos o condiciones que conllevará a la pérdida de la integridad, y la naturaleza y severidad de las consecuencias que podría tener una falla. Este proceso analítico involucra la integración de diseño, construcción, construcción, mantenimiento, prueba, inspección y cualquier otra información acerca del sistema de tubería. La evaluación de riesgos, que se encuentra en la base de un programa de administración de integridad, puede variar en alcance o complejidad y utilizar diferentes métodos o técnicas. El objetivo final de evaluar riesgos es identificar los riesgos más significativos para que un operador pueda desarrollar un plan efectivo
y organizado de prevención/ detección/ mitigación para enfrentarlos.
Analizar los riesgos para la integridad de un ducto es un proceso continuo. El operador debe reunir periódicamente información adicional o nueva y experiencia de operación del sistema. Todos estos elementos se convierten en parte de las evaluaciones y análisis de riesgos que a su vez pueden exigir ajustes para el plan de integridad del sistema.
Se debe evaluar e implementar nueva tecnología cuando sea necesario. Los operadores del sistema de tubería deben adquirir la nueva tecnología que haya demostrado ser práctica. Las nuevas tecnologías pueden aumentar la capacidad de un operador para evitar ciertas clases de fallas, detectar riesgos más efectivamente o mejorar la mitigación de riesgos.
La medición de desempeño del sistema y el programa en sí es una parte integral de un programa de administración de integridad de un ducto. Cada operador debe elegir medidas de desempeño significativas al comienzo del programa y luego evaluar periódicamente los resultados de estas medidas para monitorear y evaluar la efectividad del programa. Se deben producir y evaluar informes periódicos de efectividad del programa de administración de integridad del operador para mejorarlo continuamente.
Las actividades de administración de integridad deben ser comunicadas a todos los interesados. Cada operador debe garantizar que todos los interesados tengan la oportunidad de participar en el proceso de evaluación de riesgos y que los resultados sean comunicados efectivamente.
2 BOSQUEJO DEL PROGRAMA DE ADMINISTRACIÓN DE INTEGRIDAD
2.1 Generalidades
Esta sección describe los elementos requeridos de un programa de administración de integridad. Estos elementos del programa en forma colectiva proporcionan la base para un programa de administración de integridad comprensible, sistemático e integrado. Los elementos del programa expuestos en la figura 1, son requeridos para todos los programas de administración de integridad.
FIGURA 1. Elementos de Programa de Administración de Integridad
Este Estándar requiere que el operador se documente sobre cómo su programa de administración de integridad, se enfocará en los elementos claves del programa. Utiliza prácticas industriales reconocidas para desarrollar un programa de administración de integridad.
El proceso que aparece en la figura 2 proporciona una base común para desarrollar (y revaluar periódicamente) un programa específico del operador. Al desarrollar el programa, los operadores del ducto deben considerar los objetivos de administración de integridad específicos de sus compañías, y luego aplicar los procesos para garantizar que estos objetivos sean alcanzados. Este Estándar detalla dos aproximaciones para la administración de integridad: un método prescriptivo y un método basado en funcionamiento.
El método de administración de integridad prescriptivo requiere una cantidad
Elementos del Programa de Administración de Integridad Plan de Admón. de Integridad (Sección 8) Plan de Desempeño (Sección 9) Plan de Comunicaciones (Sección 10) Plan de Admón. del Cambio (Sección 11) Plan de Control de Calidad (Sección 12)
mínima de información y análisis y puede ser implementado con éxito siguiendo los pasos provistos en este Estándar y en el Apéndice no obligatorio A. El método prescriptivo incorpora el crecimiento de indicio del peor caso esperado para establecer intervalos entre las evaluaciones de integridad sucesivas a cambio de requerimientos de información reducidos y un análisis menos extenso.
El método de administración de integridad basado en funcionamiento requiere de un mayor conocimiento del ducto y en consecuencia se debe realizar análisis y evaluaciones de riesgo más complejas. El programa de administración de integridad basado en funcionamiento resultante, puede contener más opciones para los intervalos de inspección, para las herramientas de inspección y para los métodos de prevención y mitigación. Los resultados de un método basado en funcionamiento deben igualar o exceder los de un método prescriptivo. Un programa basado en funcionamiento no puede ser implementado hasta que el operador haya realizado evaluaciones de integridad adecuadas que proporcionen la información para un programa basado en funcionamiento. Este programa debe incluir lo siguiente en el plan de administración de integridad:
(a) una descripción del método de análisis de riesgos empleado.
(b) la documentación de toda la información aplicable para cada segmento y
dónde fue obtenida.
(c) un análisis documentado para determinar los intervalos de evaluación de
integridad y los métodos de mitigación (reparación y prevención)
(d) Una matriz de funcionamiento documentada que, a tiempo, confirmará las
opciones basadas en funcionamiento elegidas por el operador.
Los procesos para desarrollar e implementar un programa de administración basado en funcionamiento se incluyen en este Estándar.
No existe una sola aproximación “mejor” que sea aplicable a todos los sistemas de tuberías para todas las situaciones. Este Estándar reconoce la importancia de la flexibilidad al diseñar programas de administración de integridad y ofrece alternativas proporcionales a esta necesidad. Los operadores pueden elegir ya sea una aproximación prescriptiva o una basada en funcionamiento para todo su sistema, para líneas individuales, para algunos segmentos o para amenazas
individuales. Los elementos de programa que aparecen en la figura 1 son requeridos para todos los programas de administración de integridad.
El proceso de administrar la integridad es interactivo e integrado. Aunque los pasos que se exhiben en la figura 2 aparecen en forma secuencial como ilustración, existe una cantidad significativa de flujo de información e interacción entre los diferentes pasos. Por ejemplo, la selección de una aproximación de evaluación de riesgo depende en parte de la información relacionada con la integridad que se tenga disponible. Al realizar una evaluación de riesgo es posible identificar necesidades de información adicionales para evaluar con mayor precisión las amenazas potenciales. De modo que los pasos de recolección de información y de evaluación de riesgos están muy ligados y pueden requerir de varias interacciones hasta que el operador tenga la certeza de haber alcanzado una evaluación satisfactoria.
En esta sección se presenta un breve bosquejo de los pasos del proceso individual, así como una ruta crítica hacia la descripción más detallada y específica de los elementos individuales que comprenden el resto de este Estándar. Las referencias para las secciones detalladas específicas en este Estándar se muestran en las figuras 1 y 2.
2.2 Clasificación de Amenazas a la Integridad
El primer paso al administrar la integridad es identificar las amenazas potenciales. Se deben considerar todas las amenazas a la integridad del ducto. La información relacionada con incidentes a gasoductos ha sido analizada y clasificada por el Comité Inteernacional de Investigación de Ductos (PRCI) en 22 causas. Cada una de las 22 causas representa una amenaza para la integridad del ducto que debe ser administrada. Una de las causas reportadas por los operadores es “desconocida”; es decir, no se identificó la causa principal. Las 21 causas restantes han sido agrupadas en 9 categorías de tipos de falla relacionados de acuerdo con su naturaleza y características de crecimiento. Posteriormente fueron delineadas por 3 tipos de defectos relacionados con el
tiempo. Las nueve categorías son útiles para identificar las amenazas potenciales. La evaluación de riesgo, la evaluación de integridad y las actividades de mitigación deben ser enfocadas correctamente de acuerdo con los factores de tiempo y el agrupamiento por modo de falla.
(a) Dependiendo del tiempo
(1) Corrosión Externa (2) Corrosión Interna (3) Fractura por Corrosión (b) Estable
(1) Defectos de Fabricación
(a) Unión de Tubo Defectuosa
(b) Tubo Defectuoso
(2) Relacionada con soldadura/ ensamble
(a) Soldadura alrededor del tubo defectuosa
(b) Soldadura de fabricación defectuosa (c) Arrugas o dobleces
(d) Roscas estropeadas/ tubos rotos/ fallas en los acoples (3) Equipo
(a) Fallas en los Empaques O-ring
(b) Fallas en el equipo de alivio/ control
(c) Fallas en la empaquetadura/ sellos de la bomba (d) Varios
(c) Independiente del Tiempo (1) Daños mecánico/ terceros
(a) Daño infligido por primeros, segundo o terceros (falla instantánea/ inmediata)
(b) Tuvo dañado con anterioridad (Modo de falla retrasada) (c) Vandalismo
(2) Operaciones Incorrectas
(3) Relacionado con el clima y fuerzas externas
(a) Clima Frío
(b) Rayos
(c) Lluvias fuertes o inundaciones (d) Movimientos de Tierra
También se debe considerar la naturaleza interactiva de las amenazas (más de una amenaza que ocurre en una sección del ducto al mismo tiempo). Un ejemplo de tal interacción es la corrosión en un sitio que también daño realizado por terceros.
Históricamente, la fatiga metalúrgica no ha sido significativa para los gasoductos. Sin embargo, si los modos operacionales cambian y los segmentos de ducto operan con fluctuaciones de presión significativas, la fatiga debe ser considerada por el operador como factor adicional.
El operador debe considerar cada amenaza individualmente o en las nueve categorías cuando siga el proceso seleccionado para cada sistema o segmento de ducto. La aproximación prescriptiva delineada en el Apéndice A no obligatorio hace posible que el operador realice el análisis de la amenaza en el contexto de las nueve categorías. Todas las 21 amenazas deben ser consideradas al aplicar la aproximación basada en funcionamiento.
2.3 Proceso de Administración de la Integridad
A continuación se describe el proceso de administración de la integridad que aparece en la figura 2
FIGURA 2. FLUJOGRAMA DE PROCESO DEL PLAN DE ADMINISTRACIÓN DE INTEGRIDAD
2.3.1 Identifique el impacto potencial al ducto por la amenaza. Este
elemento del programa involucra la identificación de las amenazas potenciales al ducto especialmente en las áreas de interés. Cada segmento identificado del ducto debe tener las amenazas consideradas individualmente o por las nueve categorías. Ver parágrafo 2.2.
2.3.2 Recolección, Revisión e Integración de Datos. El primer paso al
evaluar las amenazas potenciales para un sistema o segmento de ducto es definir y recolectar la información necesaria que caracterice los segmentos y sus amenazas potenciales. En este paso, el operador realiza la recolección inicial, la revisión y la integración de información relevante que sea necesaria para entender la condición del tubo, para identificar la ubicación de amenazas específicas para
Identificación del Impacto Potencial en Ductos por Amenaza
(Sección 3) Recolección, Revisión e Integración de Información (Sección 4) Evaluación de Riesgos (Sección 5) Evaluación de Integridad (Sección 6) Respuesta a Evaluación y Mitigación de Integridad (Sección 7) Evaluadas todas las amenazas Si No
su integridad y para determinar las consecuencias públicas, ambientales y operacionales de un incidente. Los tipos de información. Para apoyar una evaluación de riesgo varían dependiendo de la amenaza que está en valoración. También es necesaria la información sobre la operación, mantenimiento, vigilancia, diseño, historia de operación y fallas específicas que sean exclusivas de cada sistema y segmento. La información relevante además incluye aquellas condiciones o acciones que afectan el crecimiento del defecto (ej., deficiencias en la protección catódica), propiedades reducidas del tubo (ej., soldadura en el campor), o en relación con la presentación de otros defectos (ej., trabajos de excavación cerca de un ducto). La sección 3 proporciona información sobre las consecuencias. La sección provee detalles para recolección, revisión e integración de información sobre el ducto.
2.3.3 Evaluación del Riesgo. En este paso, la información recogida en el paso
anterior se utiliza para realizar una evaluación de riesgo del sistema o segmentos del mismo. A través de la evaluación integrada de la información y los datos recogidos, el proceso de evaluación de riesgos identifica los eventos y condiciones específicos del sitio que podrían ocasionar una falla en el ducto, y proporciona una proyección de la probabilidad y consecuencias de un evento (ver sección 3). El resultado de una evaluación de riesgos debe incluir la naturaleza y ubicación de los riesgos más significativos para el ducto.
Bajo la aproximación prescriptiva, los datos disponibles se comparan con los criterios prescritos (ver Anexo no obligatorio A). Las evaluaciones de riesgo son necesarias para clasificar los segmentos por valoraciones de integridad. La aproximación basada en funcionamiento depende de evaluaciones de riesgo detalladas. Existe gran variedad de métodos de evaluación de riesgos que pueden ser aplicados con base en los datos disponibles y en la naturaleza de las amenazas. El operador debe ajustar el método para satisfacer las necesidades del sistema. Una evaluación de riesgo inicial proyectado puede ser útil para enfocar los recursos en las áreas más importantes y dónde pueda ser de gran valor información adicional. La sección 5 proporciona detalles sobre la selección de
criterios para la aproximación prescriptiva y la evaluación de riesgos para la aproximación basada en funcionamiento. Los resultados de este paso hacen posible que el operador establezca prioridades entre los segmentos del ducto para las acciones adecuadas que serán definidas en el plan de administración de integridad. El Apéndice no obligatorio A presenta los pasos que se deben seguir para un programa prescriptivo.
2.3.4 Evaluación de la Integridad. Con base en la evaluación de riesgos
realizada en el paso anterior, se seleccionan y se realizan las evaluaciones de integridad apropiadas. Los métodos de evaluación de integridad son: inspección en línea, prueba de presión y evaluación directa, entre otros, según lo establecido en el parágrafo 6.5. La selección del método de evaluación de integridad se basa en las amenazas que has sido identificadas. Es posible que sea necesario más de un método de evaluación de integridad para enfrentara todas las amenazas a un segmento del ducto.
Un programa basado en funcionamiento podría ser capaz, mediante evaluación y análisis, de determinar cursos alternativos de acción y tiempos para realizar evaluaciones de integridad. Es responsabilidad del operador documentar el análisis justificando los cursos de acción. La sección 6 proporciona detalles sobre selección e inspección de herramientas.
La información y los datos provenientes de las evaluaciones de integridad para una amenaza específica pueden ser de gran valor al considerar la presencia de otras amenazas y realizar valoraciones de riesgo para esas amenazas. Por ejemplo, una abolladura puede ser identificada al correr una herramienta Magnetic Flux Leakage (MFL) para detectar corrosión. Este elemento de información debe ser integrado con otros elementos, para otras amenazas tales como daños por terceros o de construcción.
Es necesario evaluar y examinar los indicios descubiertos durante las inspecciones para determinar si son defectos reales o un engaño. Los indicios pueden ser evaluados utilizando un examen y una herramienta apropiadas. Para pérdida de metal externa o interna, es posible utilizar el ASME B31G o métodos analíticos similares.
2.3.5 Respuestas a la evaluación de integridad, mitigación (mantenimiento y prevención) y establecimiento de intervalos de inspección.
En este paso se desarrollan los cronogramas para responder a los indicios obtenidos en las inspecciones. Se identifican y se inician las actividades de reparación para las anomalías descubiertas durante la inspección. Las reparaciones se realizan de acuerdo con los estándares y prácticas industriales comúnmente aceptados.
En este paso también se implementan las prácticas de prevención. Para la prevención de daños de terceros y baja tensión en los ductos, la mitigación puede ser una alternativa apropiada para la inspección. Por ejemplo, si se identifica un daño a partir de una excavación como riesgo significativo para un sistema o segmento particular, el operador puede elegir la realización de actividades de prevención de daños tales como comunicación al público, sistemas de notificación de excavaciones más efectivos, o una mayor conciencia del excavador junto con la inspección.
Las alternativas de mitigación y la implementación de tiempos para los programas de administración de integridad basados en funcionamiento pueden ser diferentes de los requerimientos prescriptivos. En tales casos, los análisis basados en funcionamiento que lleven a estas conclusiones deben ser documentados como parte del programa de administración de integridad. La sección 7 proporciona detalles sobre técnicas de reparación y prevención.
2.3.6 Actualice, Integre y Revise la Información. Después de las
evaluaciones iniciales de integridad el operador ha mejorado y actualizado la información acerca de la condición del sistema o segmento del ducto. Esta información debe ser conservada y agregada a la base de datos utilizada para apoyar evaluaciones de riesgo futuras y evaluaciones de integridad. Además, a medida que el sistema continúa operando, se recoge otro tipo de datos, aumentando y mejorando la base de datos histórica de la experiencia de operación.
2.3.7 Revalúe el Riesgo. La evaluación de riesgos debe ser realizada
periódicamente dentro de intervalos regulares y cuando ocurran cambios sustanciales en el ducto. El operador debe considerar la información de operación reciente, considerar los cambios del diseño y operación del sistema de tubería, analizar el impacto de cualquier cambio externo que pueda haber ocurrido desde la última evaluación de riesgo e incorporar información de actividades de evaluación de riesgo para otras amenazas. Los resultados de evaluación de integridad, tales como inspecciones internas, también deben convertirse en factores de evaluaciones de riesgo futuras para garantizar que el proceso analítico refleje la condición del tubo.
2.4 Programa de Administración de Integridad
Los elementos esenciales de un programa de administración de integridad aparecen en la figura 1 y se describen a continuación.
2.4.1 Plan de Administración de Integridad. El plan de administración de
integridad es el resultado de aplicar el proceso bosquejado en la figura 1 y discutido en la sección 8. El plan es la documentación de la ejecución de cada uno de los pasos y los análisis de soporte que son realizados. Debe incluir prácticas de prevención, detección y mitigación. También debe tener un cronograma que considere la asignación de tiempos para las prácticas empleadas. Se deben analizar primero aquello sistemas o segmentos con el riesgo más alto. También, el plan debe considerar aquellas prácticas dirigidas hacia más de una amenaza. Por ejemplo, una prueba hidrostática puede demostrar la integridad de un ducto para amenazas dependientes de tiempo como corrosión externa e interna, además de amenazas estáticas tales como defectos de soldaduras y soldaduras de fabricación defectuosa.
Un plan de administración de integridad basado en desempeño contiene los mismos elementos básicos de un plan prescriptivo. Este plan requiere información
y análisis más detallados basados en un mayor conocimiento del ducto. Este Estándar no requiere de un modelo de análisis de riesgo específico. El análisis de riesgo detallado proporciona una mejor visión de la integridad, lo cual permite que un operador tenga una mayor grado de flexibilidad en la asignación de tiempos y métodos para la implementación de un plan de administración de integridad basado en desempeño. La Sección 8 proporciona detalles sobre desarrollo del plan.
El plan debe ser actualizado periódicamente para reflejar la nueva información y la visión actual de las amenazas de la integridad. A medida que se identifican nuevos riesgos o nuevas manifestaciones de riesgos conocidos, se deben realizar acciones de mitigación adicionales según sea apropiado. Además, los resultados actualizados de la evaluación de riesgos también deben ser empleados como soporte para la programación de evaluaciones de integridad futuras.
2.4.2 Plan de Evaluación del Programa. El operador debe recoger
información de funcionamiento y evaluar periódicamente el éxito de sus técnicas de evaluación de integridad, sus actividades de reparación del ducto y las actividades de mitigación de riesgos. El operador debe evaluar la efectividad de sus sistemas y procesos de administración en apoyo de buenas decisiones para administración de integridad. La Sección 8 proporciona la información requerida para desarrollar medidas de desempeño para evaluar la efectividad del programa.
La aplicación de nuevas tecnologías al programa de administración de integridad debe ser evaluada para su uso posterior.
2.4.3 Plan de Comunicaciones. El operador debe desarrollar e implementar
un plan para la comunicación efectiva con empleados, con el público, con los cuerpos de emergencia, con el gobierno local y con las autoridades jurisdiccionales para mantener al público informado acerca de sus esfuerzos de administración de integridad. La Sección 10 proporciona mayor información acerca de planes de comunicación.
2.4.4 Administración de Plan de Cambios. Los sistemas de tubería y el
ambiente en el cual operan rara vez son estáticos. Se debe utilizar un proceso sistemático para garantizar que se evalúen los cambios en el diseño, la operación o el mantenimiento del sistema de tubería, con el fin de determinar los impactos de riesgo potenciales y para garantizar que se evalúen los cambios al medio ambiente en el cual opera el ducto. Después de analizar estos cambios, se deben incorporar en las evaluaciones de riesgo futuro para asegurar que le proceso de evaluación de riesgo se dirija hacia sistemas actuales en cuanto a configuración, operación y mantenimiento. Los resultados de las actividades de mitigación de los planes deben ser utilizados como retroalimentación para el diseño y operación de instalaciones y sistemas. La sección 11 presenta aspectos importantes de administración de cambios en lo que se relaciona a la administración de integridad.
2.4.5 Plan de Control de Calidad. La Sección 12 analiza la evaluación del
programa de administración de integridad para efectos de control de calidad. Esta sección bosqueja la documentación necesaria para el programa de administración de integridad. También analiza la auditoría del programa, incluyendo los procesos, las inspecciones, las actividades de mitigación, y las actividades de prevención.
3 CONSECUENCIAS
3.1 Generalidades
Riesgo es el producto matemático de la probabilidad y las consecuencias de eventos resultantes de una falla. El riesgo puede ser disminuido reduciendo ya sea la probabilidad o las consecuencias de una falla. Esta sección se enfoca específicamente en la porción consecuencia de la ecuación de riesgo. El operador debe considerar las consecuencias de una falla potencial al establecer la prioridad
de las actividades de inspección y mitigación.
El Código B31.8 administra el riesgo para la integridad del ducto, ajustando los factores de seguridad y diseño y las frecuencias de mantenimiento e inspección como consecuencias potenciales del aumento de una falla. Esto se ha hecho sobre una base empírica sin cuantificar las consecuencias de una falla.
El parágrafo 3.2 describe cómo determinar el área afectada por una falla en el ducto (área de impacto potencial) para evaluar las consecuencias potenciales de tal evento. El área impactada es en función del diámetro y la presión del ducto.
3.2 Área de Impacto Potencial
El radio refinado de impacto para gas natural se calcula utilizando la fórmula
r = 0.69 *d p
donde
d = es el diámetro externo del tubo en pulgadas
p = es la presión de operación máxima permitida del segmento de ducto
(MAOP) en psig
r = es el radio del círculo de impacto en pies
Ejemplo:
Un tubo de 30 pulgadas de diámetro con una presión de operación máxima permisible de 1000 psig, tiene un radio de impacto potencial de aproximadamente 660 pies.
r = 0.69 *d p
= 0.69 (30 pulg.)(1,000 lb/pulg. 2
)1/2
= 654.6 pies 660 pies
El uso de esta ecuación demuestra que la falla de un ducto de baja presión de diámetro menor afectará un área más pequeña que un ducto de mayor presión y mayor diámetro. (Ver GRI-00/0189, Un Moldeo para Dimensionar la
r = 115,920 g Cd Hc Q pd2
8 ao Ith
Areas de Alta Consecuencia Asociadas con Ductos de Gas Natural)
NOTA: 0.69 es el factor para gas natural. Otros gases o gas natural enriquecido utilizarán diferentes factores.
La Ecuación (1) se deriva de
Donde
Q = factor de flujo = 2 + 1
ao = Velocidad sónica de gas =
Hc = calor de combustión Ith = umbral de flujo de calor
= porción de gas de calor específico
d = diámetro de línea p = Presión viva R = constante de gas
r = radio refinado de impacto T = temperatura de gas m = peso molecular del gas
= factor de eficiencia de combustión
g = factor de emisión
= factor de retardo de promedio de emisión Cd = coeficiente de descarga
En un programa basado en desempeño, el operador puede considerar modelos alternos que calculen áreas de impacto y consideren factores adicionales tales como profundidad de perforación, que pueden reducir las áreas de impacto. Es necesario contabilizar el número de casas y unidades individuales en edificaciones
+ 1 2 ( - 1)
RT
dentro del área de impacto potencial. Esta área se extiende desde el centro del primer círculo afectado al centro del último (ver figura 3 para ilustración). Este conteo de unidades de habitación luego puede ser utilizado para ayudar a determinar las consecuencias relativas de una ruptura en un segmento de ducto.
La clasificación de estas áreas es un elemento importante de la evaluación de riesgos. La determinación de la probabilidad de una falla es otro aspecto importante de esta evaluación (ver secciones 4 y 5).
3.3 Factores de Consecuencia a Considerar
Al evaluar las consecuencias de una falla dentro de la zona de impacto, el operador debe considerar por lo menos lo siguiente:
(a) Densidad de población
(b) Proximidad de la población al ducto (incluyendo la consideración de barreras naturales o artificiales que puedan proporcionar algún nivel de protección)
(c) Proximidad de poblaciones con movilidad limitada o imposibilitada (i.e. hospitales, escuelas, centros infantiles, ancianatos, prisiones, áreas de recreación) particularmente en áreas externas no protegidas.
(d) Daño a propiedades (e) Daño ambiental
(f) Efectos de emisiones de gas no encendidas
(g) Seguridad del suministro de gas (i.e. impactos resultantes de la interrupción del servicio)
(h) Conveniencia y necesidad públicas (i) Potencial de fallas secundarias
Observe que las consecuencias pueden variar con base en la riqueza del gas transportado y como resultado de la forma en que el gas se descompresiona. Entre más rico sea el gas, mayor es la importancia de los defectos y las propiedades del material en la configuración de las características de la falla.
PIA
(área de la línea punteada)
NOTA GENERAL: Este diagrama representa los resultados para un tubo de 30 pulgadas, con una MAOP de 1,000 psig.
FIG. 3 ÁREA DE IMPACTO POTENCIAL (PIA)
4 RECOLECCIÓN, REVISIÓN E INTEGRACIÓN DE INFORMACIÓN
4.1 Generalidades
Esta sección proporciona un proceso sistemático para que los operadores de ducto recojan y utilicen con efectividad los elementos de información necesarios para la evaluación de riesgos. Un ducto comprensible y un conocimiento de las instalaciones son un componente esencial de un programa de administración de integridad basado en desempeño. Además, la información sobre historia operacional, sobre el ambiente alrededor del ducto, sobre las técnicas de mitigación empleadas y las revisiones de procedimientos y procesos también son necesarias. Los datos son un elemento clave en el proceso de toma de decisiones requerido para la implementación del programa. Cuando el operador carece de la información suficiente o donde la información es de mala calidad, el operador debe seguir los proceso prescriptivos, tal como aparece en el Apéndice A – No obligatorio. Escuela 1000 pies 660 pies 300 pies Ducto
Los procedimientos del operador del ducto, los planes de operación y mantenimiento, la información de incidentes, y otros documentos del operador especifican y requieren la recolección de datos que sean útiles para la evaluación de riesgo /integridad. La integración de los elementos de información es esencial para obtener la información precisa y completa necesaria para un programa de administración de integridad.
4.2 Requerimientos de Información
El operador debe tener un plan comprensible para recoger todos los elementos de información. Primero debe recolectar los datos necesarios para realizar una evaluación de riesgos (ver sección 5). La implementación del programa de administración de integridad conlleva la recolección y establecimiento de prioridades en cuanto a elementos de información adicionales requeridos para entender y prevenir/mitigar amenazas al ducto.
4.2.1 Programa de Administración de Integridad Prescriptiva. Se
deben recolectar conjuntos de información limitada para evaluar cada amenaza para aplicaciones del programa de administración integrada prescriptiva. Estas listas de datos se proporcionan en el Apéndice A – No obligatorio, para cada amenaza y se resumen en la tabla 1. Todos los elementos de información específicos deben estar disponibles para cada amenaza para realizar la evaluación de riesgo. Si tal información no está disponible, se debe asumir que la amenaza particular es aplicable al segmento de ducto que se está evaluando.
4.2.2 Programas de Administración de Integridad basada en desempeño.
No existe una lista estándar de elementos de información requeridos que se apliquen a todos los sistemas de tubería para programas de administración de integridad basada en desempeño. Sin embargo, el operador debe recolectar como mínimo aquellos elementos específicos, requisito para un programa de administración prescriptiva. La cantidad y los elementos de información
específicos varían entre operadores y dentro de un sistema de tubería dado. Los métodos de evaluación de riesgos más complejos aplicados en los programas de administración de integridad basada en desempeño requieren más elementos de información que aquellos relacionados en el Apéndice A – No obligatorio.
Inicialmente, el enfoque estará en la recolección de la información necesaria para evaluar las áreas de interés y otras áreas específicas de alto riesgo. El operador recolectará la información requerida para realizar evaluaciones de integridad en todo el sistema y cualquier otro dato adicional necesario para las evaluaciones de riesgo en instalaciones y el ducto en general. Esta información luego se integra en los datos iniciales. El volumen y la clase de información va aumentando a medida que el plan se implementa con los años de operación.
TABLA 1 ELEMENTOS DE INFORMACIÓN PARA PROGRAMA PRESCRIPTIVO DE INTEGRIDAD DEL DUCTO
Información de Atributos
Grosor de las paredes del tubo Diámetro
Tipo de empalme y factor de unión Fabricante
Fecha de fabricación Propiedades del Material Propiedades del Equipo Construcción
Año de instalación Método de doblado
Método de unión, proceso y resultados de inspección Profundidad de la cubierta
Cruces / intersecciones Prueba de presión
Métodos de recubrimiento en campo Suelo, atacadura
Informes de inspección Protección catódica instalada Tipo de Recubrimiento
Operacional
Calidad del Gas Promedio de flujo
Presiones de operación Normal máximas y mínimas Historia de fallas / escapes
Condición del recubrimiento
Desempeño del sistema de protección catódica Temperatura en las paredes del tubo
Informes de inspección del tubo Monitoreo de corrosión OD/ID Fluctuaciones de presión
Funcionamiento del regulador / alivio Invasiones Reparaciones Vandalismo Fuerzas externas Inspección Pruebas de presión Inspecciones en línea
Inspecciones a herramienta de geometría Inspecciones de la campana
Inspecciones de Protección Catódica (CIS)
Inspecciones de la condición de recubrimiento (DCVG) Auditorías y revistas
4.3 Fuentes de Información
La información necesaria para los programas de administración de integridad puede ser obtenida desde dentro de la compañía de operación y a partir de fuentes externas (i.e. información a nivel industrial). Generalmente la documentación que contiene los elementos de información requeridos se encuentra en la documentación de construcción y diseño y en los registros actuales de operación y mantenimiento.
estos registros para documentar lo que esté disponible y para determinar si existen deficiencias significativas de información. Si se encuentran deficiencias la opción para obtener la información puede ser planeada e iniciada de acuerdo con su importancia. Es posible que se requieran inspecciones adicionales y tareas de recolección de información en campo.
El Sistema de Información de Administración (MIS) existente o las bases de datos del Sistema de Información Geográfica (GIS) y los resultados de cualquier evaluación anterior de riesgo o amenaza, son también fuentes de información útiles. También se puede obtener una introspección significativa de expertos en la materia y de aquellos involucrados en los procesos de administración de riesgos y del programa de administración de integridad. Los análisis de las causas primarias de fallas anteriores son una fuente de información invaluable, ya que pueden reflejar necesidades adicionales de entrenamiento o cualificaciones de personal.
También se puede obtener mucha información para la implementación del programa de administración de integridad a partir de fuentes externas, tales como informes y bases de datos de agencias jurisdiccionales que incluyan información como datos del suelo, datos demográficos e hidrología. Las organizaciones de investigación pueden proporcionar antecedentes sobre muchos aspectos relacionados con el ducto, útiles en un programa de administración de integridad. Los consorcios industriales y otros operadores también son fuentes de información útiles.
Las fuentes relacionadas en la Tabla 2 son necesarias para la iniciación del programa de administración de integridad. A medida que el programa se desarrolla y se implementa aparecen datos adicionales, tales como la información de evaluación, examen e inspección obtenidos del programa y los datos desarrollados para la métrica de desempeño, cubiertos en la Sección 9.
TABLA 2 FUENTES TÍPICAS DE INFORMACIÓN PARA EL PROGRAMA DE INTEGRIDAD DE DUCTOS
Diagramas de Instrumentación y Procesos (P&ID) Diagramas de Alineación del Ducto
Notas/Registros del inspector de construcción original Fotografía aérea del ducto
Mapas/diagramas de las instalaciones Diagramas de avance de construcción Certificación de materiales
Informes / diagramas de vigilancia
Informes de condición relacionada con seguridad Especificaciones / estándares del operador Especificaciones / estándares industriales Procedimientos de O&M
Planes de respuesta a emergencias Registros de inspección
Registros / informes de pruebas Reportes de incidentes
Registros de cumplimiento Registros de diseño / ingeniería Evaluaciones técnicas
Información del equipo del fabricante
4.4 Recolección, Revisión y Análisis de Información
Se debe crear un plan para recolectar, revisar y analizar la información. Estos procesos son necesarios para verificar la calidad y consistencia de la información. Los registros deben ser mantenidos durante todo el proceso que identifique dónde y cómo se utiliza la información insustancial en la evaluación de riesgos de modo que se pueda considerar su impacto potencial sobre la variabilidad y precisión de los resultados de la evaluación. Generalmente, esto se conoce como metainformación.
También se deben determinar las unidades y resolución de información. La consistencia de las unidades es esencial para la integración. Se deben hacer
todos los esfuerzos para utilizar toda la información real para el ducto o instalaciones. Se deben evitar las presunciones generalizadas de integridad utilizadas en lugar de elementos específicos de información.
Otra consideración de recolección de información es si la edad de los datos invalida su aplicabilidad para la amenaza. Los datos correspondientes a amenazas dependientes del tiempo tales como corrosión o fractura por tensión de la corrosión (SCC) pueden no ser relevantes si fueron recolectados muchos años antes de desarrollar el programa de administración de integridad. Las amenazas estables y las independientes del tiempo no tienen dependencia implícita del tiempo, así que los datos anteriores son aplicables.
La no disponibilidad de elementos de información identificados no es justificación para la exclusión de una amenaza del programa de administración de integridad. Dependiendo de la importancia de la información, se pueden requerir esfuerzos adicionales de recolección de información en campo o acciones de inspección adicionales.
4.5 Integración de la Información
Se deben reunir y analizar los elementos de información individuales, en su contexto para determinar el valor total de la administración de integridad y evaluación de riesgo. Una fortaleza importante de un programa de administración de integridad recae en su capacidad para combinarse y utilizar múltiples elementos de información obtenidos de diversas fuentes para proporcionar una confianza mayor de que una amenaza específica puede o no puede atacar a un segmento deI ducto. También puede conllevar a un análisis mejorado del riesgo general.
Para las aplicaciones del programa de administración de integridad, uno de los primeros pasos de integración de información incluye el desarrollo de un sistema de referencia común (y unidades de medición constantes) que permiten que los datos de diversas fuentes sean combinados y asociados con precisión, con ubicaciones comunes del ducto. Por ejemplo, la inspección en línea (ILI) puede
referenciar la distancia a lo largo del interior del ducto, que puede ser difícil de combinar directamente con las inspecciones sobre la línea tales como la Inspección de Intervalos Cercanos (CIS) que se referencia para el diseño de sitios de estación.
La Tabla 1 describe los elementos de información que pueden ser evaluados de una manera estructurada, para determinar si una amenaza particular es aplicable al área de interés o al segmento que se está considerando. Inicialmente, esto se puede lograr sin el beneficio de los datos de inspección y puede incluir únicamente los datos de “atributos y construcción” del tubo, que aparecen en la Tabla 1. A medida que se tenga otra información, como datos dei inspección, se puede realizar un paso de integración adicional para confirmar la inferencia previa respecto a la validez de la amenaza que se presume. Tal integración de datos es muy efectiva para garantizar la necesidad y el tipo de medidas de mitigación que se deben utilizar.
La integración de información también se puede lograr manual o gráficamente. Un ejemplo de integración manual es la superimposición de círculo de área de impacto potencial (ver sección 3) sobre una aerofotografía del ducto para determinar la extensión del área de impacto potencial. La integración gráfica se puede conseguir cargando elementos de información relacionados con el riesgo en un sistema MIS/GIS y sobreponiéndolos gráficamente para establecer la ubicación de la amenaza específica. Dependiendo de la resolución de datos utilizada, esto podría ser aplicado a áreas locales o segmentos mayores. También existe un software de integración de datos más específico que facilita su uso en análisis combinados. Los beneficios de integración de información pueden ser ilustrados por estos ejemplos hipotéticos:
EJEMPLOS:
(1) Al revisar la información ILI, un operador sospecha de daños mecánicos en el cuadrante superior de un ducto en un campo agrícola. También se sabe que el granjero ha estado arando en esta área y que la profundidad de cobertura puede ser baja. Cada uno de estos factores analizado individualmente suministra pistas
sobre un posible daño mecánico, pero el análisis en conjunto resulta mucho más definitivo.
(2) Un operador sospecha de la existencia de un posible problema de corrosión en un diámetro grande del ducto ubicado en un área muy habitada. Sin embargo, el CIS indica que hay una buena cobertura de protección catódica en el área. Se realiza una inspección de condición de cobertura con un Gradiente de Voltaje Actual Directo (DCVG) y revela que las soldaduras fueron cubiertas con cinta y que están en malas condiciones. Los resultados CIS no indicaban un asunto de integridad potencial, pero la integración de información evitó conclusiones incorrectas.
5. EVALUACIÓN DE RIESGOS
5.1 Introducción
La evaluación de riesgos debe ser realizada para ductos e instalaciones relacionadas. Se requieren tanto para programas de administración integrada prescriptivos y aquellos basados en desempeño.
Para programas prescriptivos, las evaluaciones de riesgo se utilizan principalmente para establecer prioridades entre las actividades del plan de administración de integridad. Ayudan a organizar la información para la toma de decisiones.
Para los programas basados en desempeño, las evaluaciones de riesgo tienen dos propósitos: Primero, organizar la información para ayudarle a los operadores a establecer prioridades y planear actividades, y determinar cuáles actividades de inspección, prevención y mitigación serán realizadas, y cuándo.
5.2 Definición
El operador debe seguir esta sección en su totalidad para realizar un programa de administración de integridad basado en desempeño. Un programa prescriptivo
se debe realizar utilizando los requerimientos identificados en esta sección y los contenidos en el Apéndice A – No Obligatorio.
El riesgo generalmente se describe como el producto de dos factores principales; la probabilidad de que ocurra algún evento adverso y las consecuencias resultantes de ese evento. Un método para descubrir el riesgo es:
Riesgo i = Pi x Ci para una sola amenaza 9
Riesgo = (Pi x Ci) para categorías de amenaza 1 a 9
i= 1
Total Riesgo del Segmento
= Pi x Ci + P2 x C2 +...+P9 x C9
Donde
P = probabilidad de falla C = consecuencia de la falla
1 a 9 = categoría de amenaza de falla (ver parágrafo 2.2).
El método de análisis de riesgo utilizado debe abarcar todas las nueve categorías de amenaza o cada una de las 21 amenazas individuales para el sistema de tubería. Generalmente las consecuencias del riesgo, consideran componentes tales como el impacto potencial del evento sobre los individuos, propiedad, impacto en el negocio, e impacto ambiental, tal como aparece en la sección 3.
5.3 Objetivos de la Evaluación de Riesgos
Para su aplicación a ductos e instalaciones, la evaluación de riesgos tiene los siguientes objetivos:
(a) Priorización de segmentos / ductos para programar las evaluaciones de
integridad y la acción de mitigación.
(b) Evaluación de los beneficios derivados de la acción de mitigación
amenazas identificadas.
(d) Evaluación del impacto a la integridad de los intervalos de inspección
modificados
(e) Evaluación del uso o la necesidad de metodologías de inspección
alternativas.
(f) Ubicación más efectiva de recursos.
La evaluación de riesgos proporciona una medida que evalúa el impacto potencial de los diferentes tipos de incidentes y la probabilidad de que ocurran tales eventos. El tener tal medida apoya el proceso de administración de integridad, facilitando decisiones racionales y consistentes. Los resultados de riesgo se utilizan para identificar las ubicaciones para las evaluaciones de integridad y la acción de mitigación resultante. La revisión de ambos factores de riesgo primarios (probabilidad y consecuencias) evita que se enfoque únicamente en los problemas más visibles o de mayor ocurrencia, ignorando eventos potenciales que podrían causar un daño significativamente mayor. El proceso también evita enfocarse en eventos más catastróficos, pero improbables, con lo que se dejan de atender situaciones más factibles.
5.4 Desarrollo de una Aproximación de Evaluación de Riesgo
Como parte integral de cualquier programa de administración de integridad de un ducto, un proceso de evaluación de riesgos efectivo debe proporcionar cálculos de riesgo que faciliten la toma de decisiones. Implementados adecuadamente, los métodos de evaluación de riesgos pueden ser métodos analíticos muy poderosos que utilizan gran variedad de insumos que proporcionan una comprensión mejorada de la naturaleza y la ubicación de los riesgos a lo largo de un ducto o dentro de una instalaciones.
No se debe confiar únicamente en los métodos de evaluación de riesgos para establecer cálculos de riesgo o para encarar o mitigar riesgos conocidos. Los métodos de evaluación de riesgos deben ser utilizados en conjunción con personal
