N.A.G. 100 Adenda Nº1 Parte O

NAG-100
Año 1993
ADEND A N° 1 Año 2010
Norm as Argentinas m ínim as de

seguridad para el transporte y
distribución de gas natural y
otros gases por cañerías
ENARGAS
ÍNDICE
Prólogo .........................................................................................................................................3
PARTE O ......................................................................................................................................4
Gerenciamiento de la integridad de líneas de transmisión............................................4
1. SECCIÓN 901. Alcance.......................................................................................................4
2. SECCIÓN 903. Definiciones ...............................................................................................4
3. SECCIÓN 905. Identificación de áreas de alta consecuencia ..........................................5
4. SECCIÓN 907. Implementación.........................................................................................5
5. SECCIÓN 909. Cambio del programa de gerenciamiento de integridad.......................6
6. SECCIÓN 911. Elementos de un programa de gerenciamiento de integridad ..............6
7. SECCIÓN 913. Desvío del programa de esta Parte O......................................................7
8. SECCIÓN 915. Conocimientos y entrenamiento del personal para llevar a cabo un
programa de gerenciamiento de integridad ...............................................................................9
9. SECCIÓN 917. Identificación por parte del operador de las amenazas potenciales a la
integridad de la línea de transmisión y el uso de la identificación de la amenaza en su
programa de integridad .............................................................................................................10
10. SECCIÓN 919. Plan de evaluación base......................................................................12
11. SECCIÓN 921. Evaluación base ..................................................................................13
12. SECCIÓN 923. Utilización de la evaluación directa y detección de amenazas........15
13. SECCIÓN 925. Requerimientos para usar la evaluación directa de corrosión
externa (EDCE)...........................................................................................................................16
14. SECCIÓN 927. Requerimientos para usar la evaluación directa de corrosión
interna (EDCI) ............................................................................................................................18
15. SECCIÓN 929. Requerimientos para usar la evaluación directa de corrosión bajo
tensión (EDCBT).........................................................................................................................21
16. SECCIÓN 931. Utilización de la evaluación confirmatoria directa..........................21
17. SECCIÓN 933. Acciones que debe tomar el operador para el tratamiento de los
resultados de integridad.............................................................................................................22
18. SECCIÓN 935. Medidas adicionales preventivas y/o mitigativas para proteger las
líneas de transmisión ..................................................................................................................24
19. SECCIÓN 937. Proceso continuo de evaluación para mantener la integridad de la
línea de transmisión....................................................................................................................26
20. SECCIÓN 939. Intervalos de revaluación requeridos ...............................................27
21. SECCIÓN 941. Revaluación para cañerías que operan a bajas tensiones ...............31
22. SECCIÓN 943. Ampliación de los intervalos de revaluación....................................32
23. SECCIÓN 945. Métodos que deben emplearse para medir la efectividad del
programa .....................................................................................................................................32
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Adenda N° 1 año 2010 de la NAG-100 año 1993
ENARGAS
24. SECCIÓN 947. Registros a mantenerse ......................................................................32

25. Normas de referencia ....................................................................................................33
SECCIÓN 465 - Control de corrosión externa. Mediciones ...................................................34
SECCIÓN 617 - Investigación de averías.................................................................................36
Instrucciones para completar el formulario de observaciones...............................................39
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ENARGAS
Prólogo
La Ley 24.076 - Marco Regulatorio de la Actividad del Gas Natural - crea en su
Artículo 50, el ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS (ENARGAS).
En el Artículo 52 de la mencionada Ley se fijan las facultades del ENARGAS,
entre las cuales se incluye la de dictar reglamentos a los que deben ajustarse
todos los sujetos de esta Ley en materia de seguridad, normas y procedimientos
técnicos.
En tal sentido el ENARGAS auspició la redacción de las NORMAS ARGENTINAS
MINIMAS DE SEGURIDAD PARA EL TRANSPORTE Y DISTRIBUCION DE GAS
NATURAL y OTROS GASES POR CAÑERIAS, denominada NAG-100, como
adaptación de las normas operativas y de seguridad internacionales que
menciona el Sub. Anexo A del Decreto Nº 2 255.
Los antecedentes de la norma NAG-100 se remontan a la adopción por parte de
Gas del Estado de la U.S.A. STANDARD CODE FOR PRESSURE PIPING - Gas
Transmission and Distribution Piping Systems - B 31.8, que se utilizara en la
construcción del Gasoducto Pico Truncado - Buenos Aires. Los requerimientos
básicos del Código B 31.8 son adoptados en 1968 en Estados Unidos como
exigencias federales a través del NATURAL GAS SAFETY ACT que después se
transforma en la CFR 49, Parte 192 - Minimun Federal Safety Standards.
Gas del Estado adopta dicha Parte 192, la toma como propia y la incluye en su
Clasificador de Normas como de uso obligatorio bajo la denominación de Normas
Mínimas de Seguridad para el Transporte y Distribución de Gas Natural y otros
Gases por Cañerías, GE-N1-100. Posteriormente, se introducen otros agregados
provenientes de la experiencia en Gas del Estado. Esta última versión de la GE-
N1-100 (Año 1976) actualizada, y la Parte 192 edición del año 1991, han servido
de base para dictar la NAG-100.
La NAG-100 establece los estándares de diseño, operación y mantenimiento para
las instalaciones de transmisión y distribución y si bien, la seguridad es la
consideración básica de la norma, otros factores pueden imponer requerimientos
adicionales a la especificación final de sistemas de cañerías a presión. Al no tener
la NAG-100 características de manual de diseño, la utilización de sus contenidos
debe ser acompañada por apropiados criterios de ingeniería.
Esta Adenda N° 1 Año 2010 incluye la Parte O “Geren ciamiento de la integridad
de líneas de transmisión”, teniendo en cuenta los nuevos conceptos técnicos
sobre la integridad de las cañerías de transporte de gases que se basan en el
Código Federal, Título 49, Parte 192 de los Estados Unidos de América y en el
Código ASME/ANSI B31.8S, como así también, introduce modificaciones en las
Secciones 465 y 617.
Toda sugerencia de revisión, puede ser enviada al ENARGAS, completando el
formulario que se encuentra al final de esta norma.
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ENARGAS
PARTE O
Gerenciamiento de la integridad de líneas de transmisión
1. SECCIÓN 901. Alcance
Esta Parte O prescribe los requerimientos mínimos para un programa de
gerenciamiento de integridad de las líneas de transmisión de acero.
El cumplimiento de esta Parte O no exime al operador de la obligación de
cumplir lo establecido en las otras secciones de esta norma NAG-100.
2. SECCIÓN 903. Definiciones
Para los fines de esta Parte O, se aplican las definiciones siguientes; para
otras, refiérase a las indicadas en la Sección 3 Definiciones:
Área sensible (AS): Aquella área donde la línea de transmisión atraviese
clases de trazado 3 o 4, o que contenga sitios identificados y esté ubicada
dentro del círculo de impacto potencial.
Círculo de impacto potencial: Es un círculo de radio equivalente al radio de
impacto potencial, calculado de acuerdo con lo indicado en el apartado 3.2 del
Código ASME/ANSI B31.8S.
Autoridad Regulatoria: Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS).
Evaluación: Es el uso de técnicas como las permitidas en esta Parte O para
establecer la condición de integridad de una línea de transmisión.
Evaluación confirmatoria directa (ECD): Método focalizado que, basado en
los principios y las técnicas de evaluación directa, se utiliza para identificar la
presencia de corrosión interna y externa en una línea de transmisión.
Evaluación directa (ED): Método que utiliza un proceso de análisis para
amenazas específicas a la integridad de las cañerías (corrosión externa,
corrosión interna y corrosión bajo tensión). El proceso de ED incluye el ingreso
e integración de datos de factores de riesgo, examinación indirecta o análisis
para identificar áreas de posible corrosión, examinación directa de las áreas
donde se sospecha corrosión y una evaluación posterior.
Evaluación directa de corrosión bajo tensión (EDCBT): Es un proceso de
evaluación de la presencia de corrosión bajo tensión (CBT) mediante la
recopilación y análisis de datos para cañerías que tienen características de
operación similar y ubicada en un ambiente similar.
Línea de Transmisión: Según se encuentra definido en la Sección 3 de esta
Norma.
Método de evaluación primario: Es la técnica elegida por el operador como
la más apropiada para efectuar la evaluación de integridad de la línea. Debe
estar en relación con la amenaza identificada (Sección 917).
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ENARGAS
Método de evaluación suplementario: Es la técnica elegida por el operador

para profundizar la evaluación alcanzada con el método de evaluación
primario. Debe estar en relación con la amenaza identificada (Sección 917)
Operador: Es la compañía encargada de operar las instalaciones para prestar
el servicio público de transporte o de distribución del gas.
Responsable de Integridad: Profesional designado por el Operador e
informado ante la Autoridad Regulatoria, con experiencia, capacitación e
incumbencias para actuar y desempeñarse como responsable en los aspectos
contenidos en esta Parte O.
Sitio identificado: Significa:
a) Un área (playas, campos de juego, instalaciones de recreación, lugares
para acampar, anfiteatros, estadios, instalaciones con fines religiosos,
edificios de oficinas, centros comunitarios, centros comerciales, etc.)
que es ocupada por 20 o más personas en como mínimo 50 días, sean
consecutivos o no, en un período de 12 meses (se considera como día
todo aquel en el que se produzca la reunión cualquiera sea su
duración), o
b) Una instalación ocupada por personas que se encuentren confinadas,
con movilidad reducida, o que fuesen de difícil evacuación (hospitales,
prisiones, escuelas, orfanatos, geriátricos, etc.), o
c) Zonas declaradas ambientalmente sensibles a través de un Estudio de
Impacto Ambiental.
Remediación: Una actividad de reparación o mitigación realizada por un
operador de una línea de transmisión, para limitar o reducir la probabilidad de
ocurrencia de un evento que afecte la seguridad o la prestación del servicio.
Parte de línea de transmisión: Tramo o segmento de una línea de
transmisión sobre el que el operador debe elegir de manera justificada por la
utilización de métodos de evaluación diferentes al resto de la línea
3. SECCIÓN 905. Identificación de áreas de alta consecuencia
No aplicable.
4. SECCIÓN 907. Implementación
a) General
El operador debe desarrollar y seguir un programa escrito de
gerenciamiento de la integridad acorde a la Sección 911 y que puntualice el
riesgo en cada línea de transmisión. El programa de gerenciamiento de
integridad inicial debe incluir, como mínimo, un marco que describa el
proceso para implementar cada elemento del programa, cómo se tomarán
las decisiones importantes y por quién, un cronograma para completar
cada parte del programa y como la experiencia obtenida debe ser
continuamente incorporado a éste. Este marco de trabajo debe evolucionar
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ENARGAS
hacia un programa más detallado y completo, incluyendo un plan de

mejoras continuas. El Programa de Gerenciamiento debe ser suscripto por
el Responsable de Integridad.
b) Implementación
Para llevar a cabo esta Parte O, el operador debe seguir los requerimientos
de esta Sección y del Código ASME/ANSI B31.8S y sus apéndices, donde
estuviera especificado. El operador puede seguir un procedimiento o
práctica equivalente o superior solamente cuando la práctica o
procedimiento alternativo provea un nivel de seguridad equivalente, tanto
para el público como para la propiedad. A este fin debe producir el informe
técnico de su evaluación y elaborar el procedimiento para su aplicación,
asumiendo las responsabilidades derivadas del cambio. En caso de
discrepancia entre esta Parte O y el Código ASME/ANSI B31.8S, se deben
adoptar los requerimientos de esta Parte O.
5. SECCIÓN 909. Cambio del programa de gerenciamiento de
integridad
a) General
El operador debe documentar cualquier cambio en el programa y sus
motivos con anterioridad a su implementación.
b) Cambios en el programa
El operador debe notificar a la Autoridad Regulatoria todo cambio que
sustancialmente afecte la implementación del programa o que modifique
significativamente éste o su cronograma. El operador debe notificar este
tipo de cambio dentro de los 30 días de producido.
6. SECCIÓN 911. Elementos de un programa de gerenciamiento
de integridad
La estructura de los programas de gerenciamiento de integridad iniciales y
subsecuentes del operador deben contener, como mínimo, los siguientes
elementos.
a) Una identificación de todas las AS.
b) Una identificación de las amenazas sobre cada línea de transmisión, que
incluya integración de información y una evaluación de riesgo. El operador
debe usar la identificación de las AS y de las amenazas, y la evaluación de
riesgo para priorizar las líneas o tramos de línea a evaluar (Sección 917) y
para determinar los méritos de medidas preventivas y mitigatorias (Sección
935).
c) Un plan de evaluación base que cumpla los requerimientos de las
Secciones 919 y 921.
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d) Un plan de ED, si fuera aplicable según lo indicado en la Sección 923, que

cumpla con los requerimientos establecidos en las Secciones 925, 927 o
929, de acuerdo con el tipo de amenaza a que esté expuesta la línea.
e) Previsiones que cumplan los requerimientos de la Sección 933 para
aquellas condiciones a ser remediadas que fueran encontradas durante la
evaluación de integridad.
f) Un proceso para la evaluación continua que cumpla con los requerimientos
de la Sección 937.
g) Si fuera aplicable, el proceso debe incluir un plan para la Evaluación
Confirmatoria Directa que cumpla los requisitos de la Sección 931.
h) Medidas preventivas y mitigatorias que cumplan con la Sección 935.
i) Un plan basado en el resultado como el descripto en la Sección 9 del
Código ASME/ANSI B31.8S que incluya los efectos de los requerimientos
de la Sección 945.
j) Previsiones para mantener registros que cumplan con los requerimientos
de la Sección 947.
k) Un proceso de gerenciamiento de los cambios como el descripto en la
Sección 11 del Código ASME/ANSI B31.8S.
l) Un proceso de aseguramiento de la calidad como el descripto en la
Sección 12 del Código ASME/ANSI B31.8S.
m) Un plan de comunicación que incluya los elementos de la Sección 10 del
Código ASME/ANSI B31.8S. Este plan debe contener procedimientos que
contemplen indicaciones de la Autoridad Regulatoria.
n) Un proceso que asegure que cada evaluación de integridad se maneje en
una forma que minimice los riesgos de seguridad y ambientales.
o) Un proceso para identificar nuevas AS.
p) Procedimientos para proveer a la Autoridad Regulatoria de una copia del
programa de gerenciamiento de integridad actualizado.
q) Un proceso que asegure el grado de conocimiento y entrenamiento del
personal para llevar a cabo el Programa de Gerenciamiento de Integridad
de acuerdo con los requisitos de la Sección 915.
7. SECCIÓN 913. Desvío del programa de esta Parte O
a) General
El Código ASME/ANSI B31.8S provee las características esenciales para
las siguientes posibilidades: las de un programa de integridad basado en el
resultado y las de un programa de integridad basado en el método
prescriptivo.
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El operador que usa un enfoque basado en el resultado que satisfaga los

requerimientos del apartado b) puede desviarse de ciertos requerimientos
de esta Parte O, según lo previsto en apartado c).
b) Comportamiento excepcional
El operador debe demostrar el resultado excepcional de su programa de
gerenciamiento de integridad, a través de las siguientes acciones.
1) Para poder hacer uso de los desvíos establecidos en el párrafo c), el
operador debe demostrar -asumiendo las responsabilidades del cambio-
que posee un programa de gerenciamiento de integridad excepcional
que cumple o excede los requerimientos del Código ASME/ANSI B31.8S
en cuanto a sistemas de gerenciamiento basados en el resultado, que
incluye como mínimo lo siguiente:
a) Un proceso completo para análisis de riesgo;
b) Toda la información de los factores de riesgo que sustentan el
programa;
c) Un proceso de integración de datos completo;
d) Un proceso que incorpore las experiencias obtenidas en todas las
líneas de transmisión;
e) Un proceso para evaluar todos los incidentes, incluyendo sus
causas, ocurridos en el sistema nacional de transporte y
distribución de gas, con implicancias tanto para las líneas de
transmisión del operador como para su programa de manejo de
integridad.
f) Una matriz de resultado que demuestre que el programa ha sido
efectivo para asegurar la integridad de las líneas de transmisión,
mediante el control de los riesgos identificados para éstas.
g) Mediciones semestrales de resultados más allá de las requeridas
en la Sección 945, que sea parte del plan de resultado del
operador.
h) Un análisis que justifique los intervalos de revaluación de
integridad deseados y los métodos de remediación a ser usados
para todas las líneas de transmisión.
2) Además de los requerimientos anteriores, el operador debe:
a) Haber completado como mínimo dos evaluaciones de integridad
de cada línea incluida en el plan de integridad basado en el
resultado, y asegurar de modo documentado que cada evaluación
cumplió en forma efectiva con el relevamiento de las amenazas
identificadas.
b) Remediar todas las anomalías identificadas en la evaluación más
reciente, de acuerdo con los requerimientos de la Sección 933, e
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incorporar los resultados y experiencias obtenidas en su programa

de integridad.
c) Desviaciones
Una vez que el operador haya demostrado que ha satisfecho los
requerimientos del párrafo b), éste puede desviarse de los requerimientos
prescriptivos del Código ASME/ANSI B31.8S y de esta Parte O solamente
para las siguientes instancias:
1) El intervalo para revaluación que está establecido en la Sección 939,
pero teniendo en cuenta que la revaluación por algún método (Ej.:
evaluación confirmatoria directa) deba ser llevada a cabo en un período
no mayor a siete años.
2) El intervalo para remediación según lo previsto en la Sección 933 si el
operador demuestra que ese intervalo no pone en peligro la seguridad
de la línea de transmisión en cuestión.
8. SECCIÓN 915. Conocimientos y entrenamiento del personal
para llevar a cabo un programa de gerenciamiento de
integridad
a) Personal de supervisión
El programa de gerenciamiento de la integridad del operador debe
considerar que cada supervisor tiene y mantiene un conocimiento completo
del programa de gerenciamiento de integridad y de los elementos de los
que el supervisor es el responsable. El programa debe asegurar que toda
persona calificada por el operador como supervisor para el programa de
gerenciamiento de integridad, tiene el entrenamiento y experiencia
apropiada en el área de la cual la persona es responsable.
b) Personas que llevan a cabo los relevamientos y que evalúan los
resultados obtenidos
El programa de gerenciamiento de integridad del operador debe proveer
criterios para la calificación de toda persona, que:
1) Lleve a cabo evaluaciones de integridad permitidas por esta Parte O,
2) Revea o analice los resultados de una evaluación de integridad,
3) Tome decisiones en acciones a ser encaradas sobre la base de las
citadas evaluaciones de integridad
c) Personas responsables de medidas preventivas y mitigatorias
El programa de gerenciamiento de integridad del operador debe proveer
criterios para la calificación de cualquier persona que:
1) Implemente medidas preventivas y mitigatorias, incluyendo la
marcación y localización de estructuras enterradas,
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2) Supervise directamente los trabajos de zanjeo conjuntamente con las

evaluaciones de integridad.
9. SECCIÓN 917. Identificación por parte del operador de las
amenazas potenciales a la integridad de la línea de
transmisión y el uso de la identificación de la amenaza en su
programa de integridad
a) Identificación de la amenaza
El operador debe identificar y evaluar todas las amenazas potenciales de
cada línea de transmisión. Las amenazas potenciales que el operador debe
considerar, incluyen, pero no se limitan, a las listadas en la Sección 2 del
Código ASME/ANSI B31.8S, que se encuentran agrupadas en las cuatro
categorías siguientes:
1) Amenazas dependientes del tiempo, tales como corrosión interna,
corrosión externa y corrosión bajo tensión;
2) Amenazas estáticas o residuales, tales como defectos de fabricación o
construcción;
3) Amenazas independientes del tiempo, tales como daños por terceros o
por fuerzas externas;
4) Error humano.
b) Recopilación e integración de datos
Para identificar y evaluar las amenazas potenciales a una línea de
transmisión, el operador debe colectar e integrar los datos y la información
de toda la línea. Para llevar a cabo la recopilación e integración de los
datos, el operador debe seguir los requerimientos de la Sección 4 del
Como mínimo, un operador debe recolectar y evaluar el conjunto de datos
especificados en el Apéndice A del Código ASME/ANSI B31.8S, y
considerar: historia de incidentes pasados, áreas sensibles, registros de
control de la corrosión, registros de monitoreo continuo, registros de
recorridos de inspección, historia del mantenimiento, registros de
inspección interna y toda otra condición específica para cada línea de
transmisión.
c) Evaluación de riesgo
El operador debe realizar una evaluación de riesgo para cada línea de
transmisión, de acuerdo con la Sección 5 del Código ASME/ANSI B31.8S
considerando las amenazas identificadas. El operador debe usar la
evaluación de riesgo y la identificación de las áreas sensibles para priorizar
las líneas en la evaluación base y en la revaluación continua (Secciones
919, 921 y 937) y en la determinación de qué medidas preventivas y
mitigatorias adicionales son necesarias (Sección 935).
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ENARGAS
d) Evaluación de amenazas particulares

Si el operador identifica alguna de las siguientes amenazas, debe realizar
las siguientes acciones para controlar estas amenazas particulares.
1) Daños por terceros
El operador debe utilizar la integración de datos requerida en el párrafo
b) de esta Sección y el Apéndice A7 del Código ASME/ANSI B31.8S
para determinar la susceptibilidad a daños por terceros de cada línea de
transmisión. Si el operador identifica la amenaza de daño por terceros,
éste debe implementar medidas preventivas y adicionales (Sección 935)
para manejar la amenaza y monitorear la efectividad de las medidas
adoptadas.
Si llevando a cabo la evaluación base (Sección 921), o la revaluación
(Sección 937), el operador utiliza una herramienta de inspección interna,
o evaluación directa de corrosión externa, el operador debe integrar la
información de estas evaluaciones con los datos relacionados con
cruces de líneas de terceros y posibles invasiones de las distancias de
seguridad, para definir donde puedan existir posibles indicaciones de
daños por terceros. El operador debe también contar con procedimientos
en su programa de gerenciamiento de integridad para encarar acciones
derivadas de los hallazgos de esta integración de datos.
2) Fatiga cíclica
El operador debe evaluar si la fatiga cíclica u otra condición de carga
(incluyendo movimiento de suelos o condición de puente colgante)
pueden conducir a la falla de una deformación, tal como abolladura,
raspadura u otro defecto. En la evaluación se debe asumir la presencia
de amenazas que pudieran ser exacerbadas por fatiga cíclica. El
operador debe usar los resultados de la evaluación, junto con el criterio
utilizado, para evaluar la importancia de esta amenaza al priorizar la
evaluación de integridad base o la revaluación.
3) Defectos de manufactura y construcción
Si el operador identifica la amenaza de defectos de manufactura y
construcción (incluyendo defectos de soldadura longitudinal/helicoidal),
debe determinar el riesgo de falla derivado de dichos defectos. El
análisis debe considerar el resultado de evaluaciones anteriores. El
operador puede considerar que los defectos relacionados con la
manufactura y construcción son defectos estables, si las condiciones
operativas o de instalación no han cambiado en los últimos cinco años.
Si cualquiera de los siguientes cambios hubiese ocurrido, el operador
debe considerar la línea de transmisión como de alto riesgo, en la
evaluación base o en una revaluación:
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ENARGAS
i. La presión de operación se ha incrementado por sobre la operativa

histórica (por ejemplo, considerar la máxima presión alcanzada en
los últimos cinco años),
ii. La MAPO se ha incrementado,
iii. Incremento de las tensiones cíclicas que provocan fatiga.
4) Cañería ERW
Para la evaluación base y las reevaluaciones siguientes, el operador
debe priorizar como de alto riesgo, a todo tramo de una línea de
transmisión construido con caños con soldadura por resistencia
eléctrica de baja frecuencia (ERW), soldaduras en solapa u otros caños
que satisfagan las condiciones especificadas en los Apéndices A.4.3 y
A.4.4 del Código ASME/ANSI B31.8S, y que haya experimentado fallas
en sus costuras, o la presión de operación se ha incrementado por
encima de la máxima presión de operación de los cinco años
precedentes, o hayan variado las condiciones de instalación.
El operador debe seleccionar una o varias tecnologías de evaluación de
capacidad probada, para evaluar la integridad de las costuras.
5) Corrosión
Si el operador encuentra corrosión en un segmento de línea de
transmisión que puede afectar adversamente la integridad de la línea,
debe llevar a cabo una evaluación de integridad y remediar, de ser
necesario, todos los segmentos de línea de transmisión con similar
material de recubrimiento y característica del terreno (pH, resistividad del
suelo, etc.). El operador debe establecer un cronograma para evaluar y
remediar, según necesidad, los segmentos de condiciones similares, que
sea consistente con los procedimientos de operación y mantenimiento
establecidos, según lo prevé esta norma en cuanto a ensayos y
reparaciones.
10. SECCIÓN 919. Plan de evaluación base
El operador debe incluir cada uno de los siguientes elementos en su plan
escrito de evaluación base:
a) Identificación de las amenazas potenciales y la información de respaldo
para cada línea de transmisión (Sección 917);
b) Identificación de las AS a lo largo de cada línea de transmisión;
c) Los métodos seleccionados para evaluar la integridad de la cañería,
incluyendo un informe técnico suscripto por el responsable de integridad
del operador que justifique el o los métodos de evaluación seleccionados
para manejar la amenaza identificada. El método de evaluación de
integridad que el operador use debe estar en relación con la amenaza
identificada (Sección 917). Debe utilizarse en caso de ser necesario más
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ENARGAS
de un método de evaluación para manejar todas las amenazas de la línea

de transmisión;
d) Un cronograma para completar la evaluación de integridad de las líneas de
transmisión, incluyendo los factores de riesgo considerados para
establecerlo;
e) Un procedimiento que describa cómo el operador asegura que la
evaluación base está siendo implementada de forma tal que, controla los
riesgos a la seguridad y al ambiente.
11. SECCIÓN 921. Evaluación base
a) Métodos de evaluación
El operador debe evaluar la integridad de las líneas de transmisión,
aplicando uno o más de los siguientes métodos, dependiendo de las
amenazas a las cuales la línea es susceptible de acuerdo con la Sección
917. El operador debe seleccionar el método o métodos que mejor se
adapten para manejar las amenazas identificadas, a saber:
1) Utilización de herramientas de inspección interna o herramientas
capaces de detectar corrosión, y cualquier otra amenaza a que la línea
sea susceptible. En la selección de la herramienta de inspección
interna apropiada el operador debe seguir lo indicado en la Sección 6.2
del Código ASME/ANSI B31.8S;
2) Prueba de resistencia y hermeticidad llevada a cabo en concordancia
con la Parte J de esta norma. El operador debe utilizar las pruebas de
resistencia especificadas en la tabla de la Sección 939, para justificar la
extensión del período de revaluación;
3) Un plan de ED si fuera aplicable, según lo indicado en la Sección 923,
para manejar las amenazas de corrosión interna, corrosión externa y
corrosión bajo tensión. El operador debe llevar a cabo la ED ,
dependiendo de la amenaza, de acuerdo con lo establecido en las
Secciones 925, 927 o 929;
4) Otra tecnología que el operador pueda comprobar que proporciona un
conocimiento equivalente de la condición de la cañería, asumiendo las
responsabilidades del cambio. El operador que elija esta opción, debe
notificar a la Autoridad Regulatoria con una antelación de 180 días
antes de llevar a cabo la evaluación, adjuntando la normativa de
aplicación vigente que la sustente.
b) Prioridad de segmentos
Para la evaluación base el operador debe priorizar las líneas de
transmisión o tramos de líneas de transmisión, de acuerdo con un análisis
de riesgo que considere las amenazas potenciales y las AS. El análisis de
riesgo debe cumplir con los requerimientos de la Sección 917.
c) Evaluación de amenazas particulares
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ENARGAS
En la selección del método para llevar a cabo la evaluación base, el

operador debe seguir las acciones requeridas en la Sección 917 para
manejar las amenazas particulares que haya identificado.
d) Período
El operador debe priorizar todos los segmentos de acuerdo con la Sección
917 y con el párrafo b) de esta Sección.
Del resultado obtenido conforme los requerimientos de la Sección 917,
debe surgir el plazo para efectuar la evaluación base de cada una de las
líneas de transmisión que opera.
En un plazo de seis años, contados a partir de la fecha de vigencia de esta
Parte O de la norma, el operador debe realizar la evaluación base de la
totalidad de las líneas de transmisión comenzando por las de más alto
riesgo, debiendo dar cumplimiento como mínimo al siguiente cronograma.
Año Porcentaje acumulado (%)
2 20
3 40
4 60
5 80
6 100
Nota: Los porcentajes se miden en longitud evaluada sobre longitud total de cañerías alcanzadas por esta
Parte O.
El cronograma citado precedentemente para efectuar la evaluación base

debe considerarse como una obligación mínima del operador, y su
cumplimiento no lo exime de realizar las acciones que correspondan para
asegurar que la totalidad de las líneas de transmisión que opera, cumplan
los requerimientos normativos y que no existan líneas de transmisión en
condiciones de riesgo, conforme a las amenazas identificadas.
e) Evaluaciones de integridad previamente realizadas por el operador
El operador puede utilizar como evaluación base para cada línea de
transmisión, las evaluaciones de integridad realizadas dentro de los siete
años anteriores a la fecha de vigencia de esta Parte O, si la evaluación de
integridad cumple con los requerimientos establecidos en esta Parte O y se
han desarrollado las acciones de remediación aplicables según la Sección
933.
Si el operador utiliza esta evaluación previa como su evaluación base, el
operador debe revaluar la cañería de acuerdo con las Secciones 937 y 939,
debiéndose tomar como fecha de la evaluación base la correspondiente a
la evaluación previa considerada.
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ENARGAS
f) Nueva cañería instalada

El operador debe completar la evaluación base de toda línea instalada con
posterioridad a la fecha de vigencia de esta Parte O en el término de cinco
años desde el momento en que fue instalada. La prueba de resistencia y
hermeticidad pre-operacional satisface los requerimientos de la evaluación
base, siempre y cuando se haya realizado acorde con la Parte J de esta
Norma.
Toda línea de transmisión a instalar con posterioridad a la fecha de
vigencia de esta Parte O, debe construirse de manera de permitir su
evaluación con herramientas de inspección interna.
12. SECCIÓN 923. Utilización de la evaluación directa y
detección de amenazas
a) General
El operador puede utilizar ED, ya sea como un método de evaluación
primario o como un suplemento a otros métodos de evaluación permitidos
en esta Parte O. El operador puede usar solamente ED como un método
de evaluación primario para las amenazas identificadas de corrosión
externa (EDCE), corrosión interna (EDCI) y corrosión bajo tensión
(EDCBT).
Para la utilización de la EDCE el operador debe estudiar y analizar
previamente si las condiciones de instalación de la línea de transmisión
permiten su uso. Al respecto se deben tener en cuenta las consideraciones
y limitaciones indicadas en la Práctica Estándar ANSI/NACE SP0502.
b) Método primario
El operador que use ED como método de evaluación primario debe contar
con un plan que cumpla con los siguientes requerimientos:
1) Sección 6.4 del Código ASME/ANSI B31.8S, Práctica Estándar
ANSI/NACE SP 0502 y la Sección 925, si se trata de evaluar corrosión
externa.
2) Sección 6.4 y Apéndice B2 del Código ASME/ANSI B31.8S y la Sección
927, si se trata de evaluar corrosión interna.
3) Apéndice A3 del Código ASME/ANSI B31.8S y la Sección 929, si se trata
de evaluar corrosión bajo tensión.
c) Método suplementario
El operador que use ED como método de evaluación suplementario que
sea aplicable a una amenaza determinada debe contar con un plan que
cumpla con los requerimientos para la ECD de la Sección 931.
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ENARGAS
13. SECCIÓN 925. Requerimientos para usar la evaluación

directa de corrosión externa (EDCE)
a) Definición
La EDCE es un proceso de cuatro pasos que contiene una pre-evaluación,
un examen indirecto, un examen directo y una pos-evaluación para evaluar
la amenaza de corrosión externa a la integridad de una cañería.
b) Requerimientos generales
El operador que use ED para evaluar la amenaza de corrosión externa,
debe seguir los requisitos de esta Sección, los de la Sección 6.4 del Código
ASME/ANSI B31.8S, y los de la Práctica Estándar ANSI/NACE SP 0502. El
operador debe preparar e implementar un plan que contenga un proceso
que incluya una pre-evaluación, un examen indirecto, un examen directo y
una pos-evaluación. Si en la EDCE se detecta un daño del revestimiento de
la cañería por posible impacto de terceros, el operador debe integrar los
datos de la EDCE con los datos obtenidos en otras evaluaciones [Sección
917, b)] para analizar la amenaza de daño por terceros como se requiere
en la Sección 917 d) 1).
1) Pre-evaluación: Además de los requisitos de la Sección 6.4 del Código
ASME/ANSI B31.8S, y la Sección 3 de la Práctica Estándar ANSI/NACE
SP 0502, el plan debe incluir:
a) Previsiones para aplicar criterios más restrictivos cuando se lleva a
cabo la EDCE por primera vez.
b) Las premisas sobre las que el operador selecciona como mínimo
dos herramientas de examinación indirecta diferentes, pero
complementarias, para evaluar cada región de la EDCE, las que
deben contar con un sistema propio de georeferenciación que se
evidencie en los correspondientes informes. Si el operador utiliza un
método de inspección indirecta que no ha sido discutido en el
Apéndice A de la Práctica Estándar ANSI/NACE SP 0502, el
operador debe demostrar la aplicabilidad, las bases de validación, el
equipamiento usado, el procedimiento aplicado y cómo utiliza la
información del método de inspección.
2) Examinación indirecta: Además de los requisitos de la Sección 6.4 del
Código ASME/ANSI B31.8S, y la Sección 4 de la Práctica Estándar
ANSI/NACE SP 0502, el plan de examinación indirecta de las regiones
EDCE debe incluir:
a) Previsiones para aplicar criterios más restrictivos cuando se lleva a
cabo EDCE por primera vez;
b) Criterios para identificar y documentar aquellas indicaciones que
deben ser consideradas para la excavación y el examen directo. Los
criterios mínimos de identificación incluyen el conocimiento de la
sensibilidad de las herramientas de evaluación, los procedimientos
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ENARGAS
para usar cada herramienta, y el enfoque a ser usado para estrechar

el espacio físico entre las lecturas de la herramienta de examinación
indirecta cuando se sospeche la presencia de un defecto;
c) Criterios para definir la urgencia de excavar y realizar un examen
directo de cada indicación identificada durante la examinación
indirecta. Estos criterios deben especificar cómo el operador
clasificará el nivel de urgencia de la indicación a excavar como
inmediata, programada o a ser monitoreada;
d) Criterios para programar la excavación conforme a cada nivel de
urgencia.
3) Examinación directa: Además de los requisitos de la Sección 6.4 del
Código ASME/ANSI B31.8S, y la Sección 5 de la Práctica Estándar
ANSI/NACE SP 0502, el plan para la examinación directa de las
indicaciones obtenidas en la examinación indirecta debe incluir:
a) Previsiones para aplicar criterios restrictivos cuando se lleva a cabo
EDCE por primera vez;
b) Criterios para decidir qué acciones deben tomarse si:
i. Se descubren defectos de corrosión que exceden los límites
permitidos (Sección 5.5.2.2 de Práctica Estándar ANSI/NACE SP
0502), o
ii. El análisis de causas raíces revela que la EDCE no es aconsejable
(Sección 5.6.2 de Práctica Estándar ANSI/NACE SP 0502);
c) Criterios y procedimientos de notificación de cualquier cambio en el
plan de la EDCE, incluyendo modificaciones que afectan la
clasificación de severidad, las prioridades de examinación directa y
el intervalo para la examinación directa de las indicaciones;
d) Criterios que describan cómo y bajo que bases, el operador
reclasificará y priorizará cualquiera de las previsiones especificadas
en la Sección 5.9 de la Práctica Estándar ANSI/NACE SP 0502.
4) Post-evaluación y evaluación continua: Además de los requisitos de la
Sección 6.4 del Código ASME/ANSI B31.8S, y los de la Sección 6 de la
Práctica Estándar ANSI/NACE SP 0502, el plan para evaluar la
efectividad global del proceso EDCE debe incluir:
a) Mediciones para determinar la efectividad a largo plazo del proceso
de la EDCE para evaluar la corrosión externa.
b) Criterios para evaluar si las condiciones descubiertas por el examen
directo de las indicaciones en cada región de la EDCE indican la
necesidad de revaluar en un intervalo menor al especificado en la
Sección 939 (Ver Apéndice D de la Práctica Estándar ANSI/NACE
SP 0502.
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ENARGAS

directa de corrosión interna (EDCI)
a) Definición
La EDCI es un proceso que identifica áreas a lo largo de la línea de
transmisión donde puede residir agua u otro electrolito introducidos por una
condición no deseada; enfocando la inspección en aquellos lugares donde
la corrosión interna es más probable que exista. El proceso identifica
corrosión interna causada por microorganismos, fluidos con CO2, O2, HS2 u
otros contaminantes presentes en el gas.
b) Requerimientos generales
El operador usando la EDCI como método de evaluación en un segmento
de línea de transmisión debe seguir los requerimientos de la Sección 6.4 y
el Apéndice B2 del código ASME/ANSI B31.8S, los de la Práctica Estándar
NACE SP 0206 y los de esta Sección. El proceso de EDCI aplica
solamente a aquellos segmentos que transportan gas seco, y no a
segmentos con electrolitos presentes en la corriente de gas. Si se da el
último caso, y el operador utiliza el proceso de EDCI, éste debe desarrollar
un plan que demuestre cómo llevará a cabo la EDCI para estudiar la
corrosión interna de manera efectiva, y debe proveer información de
acuerdo con las Secciones 921 a) 4) o 937 c) 4).
c) Plan de la EDCI
El operador debe desarrollar y seguir un plan de EDCI que considere una
pre-evaluación, identificación de regiones EDCI y lugares de excavación,
examinación detallada de los lugares excavados, una pos-evaluación y
monitoreo.
1) Pre-evaluación
El operador debe reunir e integrar datos de la información necesaria
para evaluar la viabilidad de la EDCI, y con el respaldo de un modelo
para identificar áreas a lo largo del segmento donde el electrolito se
puede acumular, para identificar las regiones de la EDCI, y para
identificar áreas en donde el líquido pueda ser arrastrado. Esta
información incluye, pero no está limitada a:
i) Todos los elementos listados en el Apéndice A2 del código
ASME/ANSI B31.8S.
ii) La información necesaria para apoyar el procedimiento que el
operador use para determinar las áreas a lo largo de la línea de
transmisión donde es más probable que ocurra corrosión interna.
Esta información, incluye, pero no se limita a: la ubicación de
inyecciones de gas y los puntos de extracción sobre la línea;
ubicación de los puntos bajos tales como inclinaciones, rampas,
válvulas, distribuidores, soportes, y purgadores; el perfil de
elevación de la línea de transmisión con suficiente detalle, como
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ENARGAS
para calcular los ángulos de inclinación en todos los segmentos;

el diámetro de la línea y el rango de las velocidades esperadas de
gas.
iii) La información de experiencia de operación que otorga la
indicación de condiciones históricas no deseadas en las
condiciones del gas, lugares donde hayan ocurrido estas
desviaciones, y potenciales daños resultantes de estas
condiciones no deseadas.
iv) Información donde los scraper de limpieza no han sido utilizados o
donde éstos puedan haber depositado electrolitos.
2) Identificación de las regiones de la EDCI
El plan de un operador debe identificar todas las regiones de la EDCI
dentro de la línea de transmisión. Una región de la EDCI se extiende
desde el lugar donde el líquido puede ingresar a la línea de transmisión
y abarca el área completa a lo largo de la línea de transmisión donde
puede haber corrosión interna y donde se necesita una mayor
evaluación. Para identificar las regiones de la EDCI, el operador debe
aplicar un modelo de “Evaluación de Corrosión Interna”. Este
procedimiento debe considerar los cambios de diámetro del caño, los
lugares donde el gas entra en la línea (lugar potencial para introducir
humedad) y aguas abajo de las extracciones de gas para definir el
ángulo crítico de inclinación por encima del cual la película de agua no
puede ser transportada por la corriente de gas.
3) Identificación de los lugares de excavación y examinación directa.
Luego de determinar las regiones de la EDCI, el operador debe
identificar los lugares más probables de corrosión interna en cada
región, para la excavación. El operador debe identificar como mínimo
dos lugares para la excavación en cada región de la EDCI utilizando
mediciones de espesor ultrasónicas, radiografiado u otra técnica de
medición aceptada. Uno de los lugares debe estar en el punto más bajo
(por ejemplo, inclinaciones, válvulas, distribuidores, soportes,
purgadores) más cercano al comienzo de la región de la EDCI. El
segundo lugar debe estar aguas abajo del anterior, cerca del extremo
final de la región EDCI. Si existe corrosión en cualquier lugar, el
operador debe:
i) Evaluar la severidad del defecto y remediarlo de acuerdo con la
Sección 933;
ii) Realizar excavaciones adicionales en la región de la EDCI, o
utilizar metodologías de evaluación alternativas admitidas para
comprobar si la línea tiene corrosión interna;
iii) Evaluar la corrosión interna potencial en el sistema de líneas de
transmisión del operador con características similares a aquellas
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ENARGAS
en las que se encontró corrosión, y remediar las condiciones que

encuentre de acuerdo con la Sección 933.
4) Post evaluación y monitoreo
El plan del operador debe evaluar la efectividad del proceso de la EDCI
y prever un monitoreo continuo de los tramos de línea con corrosión
interna identificados. El proceso de evaluación y monitoreo incluye:
i) Evaluar la efectividad del proceso de la EDCI como método de
evaluación para detectar corrosión interna y para determinar si
una línea debe ser revisada a intervalos más frecuentes a los
especificados en la Sección 939. Esta evaluación se debe realizar
dentro del año en que se lleve a cabo el proceso de la EDCI.
ii) Monitorear a lo largo del tiempo en forma continua donde se haya
identificado corrosión interna, usando técnicas tales como:
cupones, censores ultrasónicos o probetas electrónicas. El
operador debe además, analizar la calidad del gas y los
elementos de separación y filtrado en las instalaciones
conectadas a las líneas de transmisión monitoreadas. La
frecuencia del monitoreo y del análisis de fluido debe estar
basada en resultados de evaluación de integridad del pasado y
presente, y factores de riesgo específicos para esa línea de
transmisión. Si el operador encuentra alguna evidencia de
productos de corrosión, éste debe tomar una rápida acción en
concordancia con una de las dos acciones que se indican a
continuación y remediarlas conforme con la Sección 933.
A) Conducir excavaciones en lugares aguas abajo donde el
vapor de agua podría condensarse; o
B) Evaluar la línea de transmisión usando otro método de
evaluación de integridad permitido por esta Parte O.
5) Otros requerimientos
El plan de la EDCI debe también incluir:
i) Criterios que el operador aplicará en la toma de decisiones clave
(Ej.: factibilidad de la EDCI, definición de las regiones de la EDCI,
condiciones que requieren excavación) en la implementación de
cada paso del proceso EDCI;
ii) Previsiones de condiciones más restrictivas cuando se lleva a
cabo la EDCI por primera vez, y que sean menos conservativas
en la medida que el operador vaya adquiriendo experiencia;
iii) Previsiones para el análisis de toda la cañería en la que se
encuentre la región con corrosión interna, excepto la aplicación de
los criterios de remediación de la Sección 933, que pueden ser
limitados a los tramos donde se encontró corrosión interna.
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ENARGAS

directa de corrosión bajo tensión (EDCBT)
Requerimientos generales
El operador que utiliza la ED como un método de evaluación de integridad
para manejar esta amenaza, debe desarrollar y seguir un plan que esté
destinado, como mínimo, a:
1) Reunión e integración de datos: El plan debe tener un proceso
sistemático de recolección y evaluación de información de todas las
regiones para identificar si las condiciones para CBT están presentes, y a
su vez, para dar prioridad a las líneas de transmisión a ser evaluadas. Este
proceso debe incluir información recolectada e información proveniente de
la evaluación relacionada a la CBT, en todos los sitios de excavación
donde el criterio establecido en el Apéndice A3.3 del Código ASME/ANSI
B31.8S indique susceptibilidad para la CBT. Esta información incluye como
mínimo, la información especificada en el Apéndice A.3 del código
ASME/ANSI B31.8S.
2) Método de evaluación: El plan debe considerar que si se identifican las
condiciones de CBT el operador debe evaluar la línea de transmisión
utilizando un método de integridad especificado en el Apéndice A.3 del
código ASME/ANSI B31.8S y remediar la amenaza de acuerdo con la
Sección A3.4 del Apéndice A.3 del código ASME/ANSI B31.8S.
16. SECCIÓN 931. Utilización de la evaluación confirmatoria
directa
El operador que utiliza el método de ECD como lo prevé la Sección 937 debe
tener un plan que satisfaga los siguientes requerimientos y los de las
Secciones 925 y 927:
a) Amenazas
El operador puede solamente usarlo para identificar daños resultantes de
corrosión externa y corrosión interna.
b) Plan para corrosión externa
El plan de ECD para identificar corrosión externa debe contemplar que
como mínimo se deben investigar las áreas sensibles y los lugares donde
el suelo tenga una resistividad menor a 1000 Ω.cm y cumplir con la
Sección 925, con las siguientes excepciones:
1) Los procedimientos para examinación indirecta pueden permitir el
uso de sólo una herramienta apropiada para tales fines.
2) Los procedimientos para evaluación directa y remediación deben
considerar que:
i) todas las indicaciones de acción inmediata en cada región EDCE
deben ser excavadas;
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ENARGAS
ii) como mínimo una indicación de alto riesgo que coincida con el
criterio de acción programada en cada región EDCE debe ser
excavada.
c) Plan para corrosión interna
El plan de ECD del operador para identificar corrosión interna debe
cumplir con lo exigido en la Sección 927, excepto que los procedimientos
del plan para identificar lugares de excavación requieran el sondeo de un
lugar de alto riego en cada región EDCI.
d) Defectos que requieren remediaciones en el corto plazo
Si de la evaluación llevada a cabo acorde con los párrafos b) y c) de esta
Sección, revela defectos que requieren remediación antes de la próxima
evaluación, el operador debe programar la siguiente evaluación en
concordancia con la ANSI/NACE SP 0502. (Sección 6.2 y 6.3). Si el
defecto requiere remediación inmediata, entonces el operador debe
reducir la presión según la Sección 933 hasta que haya completado la
revaluación usando alguna de las técnicas permitidas de la Sección 937.
17. SECCIÓN 933. Acciones que debe tomar el operador para el
tratamiento de los resultados de integridad
a) Requerimientos generales
El operador debe tomar acción inmediata para analizar todas las
condiciones anómalas que descubra a través de la evaluación de integridad
y remediar aquellas que pueden afectar la integridad de la línea de
transmisión.
El operador debe garantizar y ser capaz de demostrar empleando todos los
medios que correspondieran, que las medidas que adopte no se
transformen en una amenaza para la integridad de la línea.
b) Reducción temporaria de presión
Si el operador no puede responder dentro de los límites de tiempo para
ciertas condiciones especificadas a continuación, debe reducir
temporalmente la presión de operación o tomar otra acción para asegurar
la integridad.
Para determinar la reducción temporaria de la presión de operación puede
utilizar los Apéndices G-6, G-7 y G-8 de la NAG-100, el código ASME/ANSI
B31G, o el documento “AGA Pipeline Research Committee Project PR-3-
805 (RSTRENG)”, o reducir la presión de operación a un nivel que no
exceda al 80% del nivel de presión al momento del descubrimiento de la
condición.
En el momento de decidirse la reducción de la presión de operación, el
operador debe establecer con fundamento el plazo de dicha condición, el
que no debe superar los 365 días corridos y dentro del cual se debe
instrumentar una solución integral y definitiva. En caso de que tal reducción
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ENARGAS
represente una afectación a la normal prestación del servicio, el operador

debe tomar las medias necesarias y conducentes para restablecer tal
normalidad en el menor tiempo admisible.
c) Descubrimiento de condición
El descubrimiento de la condición ocurre cuando el operador cuenta con la
información para determinar que la situación presenta una amenaza
potencial para la integridad de la línea de transmisión. Las condiciones que
presentan una potencial amenaza incluyen, pero no están limitadas a,
aquellas condiciones que requieren remediación o monitoreo listadas en los
párrafos e) 1) a e) 3) de esta Sección.
d) Cronograma de evaluación y remediación
El operador debe completar la remediación de acuerdo con un cronograma
que priorice las condiciones para evaluación y remediación. A menos que
se aplique un requerimiento especial para remediar ciertas condiciones,
según lo previsto en el párrafo e) de esta Sección, el operador debe seguir
el cronograma de actividades de la Sección 7, del código ASME/ANSI
B31.8S.
Si no puede seguir el cronograma, debe justificar las razones por las que
no puede y que los cambios propuestos al cronograma no pongan en
peligro la integridad de la línea y de la seguridad pública.
e) Requerimientos especiales para el cronograma de remediación
1) Condiciones de reparación inmediata: La evaluación del operador y
el plan de remediación deben seguir lo establecido en la Sección 7 del
código ASME/ANSI B31.8S en el caso de reparaciones inmediatas.
Para mantener la seguridad, el operador debe reducir en forma
temporaria la presión de operación de acuerdo con el punto b) esta
Sección o sacar de servicio la línea de transmisión hasta que complete
la reparación. El operador debe tratar las siguientes condiciones como
de reparación inmediata:
i. Disminución del 80% o más del espesor de la cañería.
ii. El cálculo de la resistencia remanente del caño evidencia una
presión de falla menor o igual a 1,1 veces la máxima presión de
operación establecida para el tramo de la línea de transmisión
donde se encuentre la anomalía. Los métodos apropiados de
cálculo de la resistencia remanente incluyen: Apéndices G-6, G-7 y
G-8 de la NAG-100, el código ASME/ANSI B31G; AGA Pipeline
Research Committee Project PR-3-805 (“A Modified Criterion for
Evaluating The Remaining Strength of Corroded
Pipeline/RSTRENG”, 1989); o un método equivalente alternativo de
cálculo de resistencia remanente, analizado detalladamente por el
operador para verificar que resulta más exigente que los anteriores
y por cuya adopción éste, asume entera responsabilidad.
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ENARGAS
iii. Una indicación de pérdida de metal que afecte una soldadura

longitudinal/helicoidal que fue realizada mediante corriente continua,
resistencia eléctrica de baja frecuencia, o “flash welding”.
iv. Una abolladura que tiene indicación de pérdida de metal, fisura o
concentrador de tensión.
v. Una anomalía que a juicio del operador considere que requiere
acción inmediata.
2) Otras condiciones: Independientemente de las condiciones listadas
en e) 1) el operador debe evaluar toda condición identificada que
constituya una amenaza a la integridad de la cañería y planificar
apropiadamente su reparación de acuerdo con lo establecido en la
Sección 7 del código ASME/ANSI B31.8S y demás en las Secciones
aplicables de la NAG-100.
18. SECCIÓN 935. Medidas adicionales preventivas y/o

mitigativas para proteger las líneas de transmisión
a) Requerimientos generales
El operador debe tomar medidas adicionales a las indicadas en la NAG-
100 para prevenir una falla en la línea de transmisión y mitigar sus
consecuencias, basándose en las amenazas que ha identificado para
cada línea (Sección 917).
El operador debe efectuar en concordancia con uno de los criterios para
evaluaciones de riesgo, del código ASME/ANSI B31.8S, Sección 5 un
análisis de riesgo para identificar medidas adicionales que aumenten la
seguridad del público. Tales acciones incluyen, pero no están limitadas
a, instalación de válvulas de cierre automático o válvulas de control
remoto, instalación de monitoreos computarizados y sistemas de
detección de pérdidas, reemplazo de los segmentos de línea de
transmisión por caños de mayor espesor, entrenamiento adicional al
personal sobre procedimientos de respuesta, realización de simulacros
con respuesta de emergencia local e implementación de inspección y
programas de mantenimiento adicionales.
b) Daño por terceros y fuerza externa
1) Daños por terceros
El operador debe optimizar su programa de prevención de daños
requerido por la Sección 614 para prevenir y minimizar las
consecuencias de una pérdida debida a daños por terceros o por
fuerza externa. Las medidas de mejora de prevención de daños
incluyen pero no se limitan a:
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ENARGAS
i) Uso de personal calificado para trabajos que puedan afectar

adversamente la integridad de la cañería tales como; marcación,
localización y supervisión de trabajos de zanjeo.
ii) Recolección de datos en una base de datos central de incidentes
que se hubieren dado en excavaciones sobre líneas de transmisión
alcanzadas o no por esta Parte O y de los análisis que justificaron
las medidas preventivas y mitigatorias.
iii) Disponer de números de teléfonos de emergencia de acceso
gratuito y público.
iv) Monitoreo de excavaciones. Cuando haya evidencias que en una
excavación puede haber un cruce de cañería de terceros, que no
fue previamente monitoreado por el operador al momento de su
instalación, el operador debe excavar el área cercana al cruce o
llevar a cabo un relevamiento usando los métodos descriptos en la
Práctica Recomendada de la ANSI/NACE SP 0502. El operador
debe excavar y remediar acorde lo exigido en ANSI/ASME B31.8S
y la Sección 933, cualquier indicación de falla o discontinuidad en
el revestimiento.
2) Fuerzas externas
Para minimizar las consecuencias de daño de fuerzas externas (por
ejemplo, movimiento del suelo, inundaciones, puente de suspensión
inestable) las medidas incluyen, pero no se limitan a, aumento de la
frecuencia de patrullas aéreas o terrestres, agregado de protección
externa, reducción de tensiones externas, y reubicación de la línea.
c) Válvula de Cierre Automático (VCA) o Válvulas de Control Remoto
(VCR).
Si el operador determina que se necesita una VCA o VCR en un
segmento de la línea de transmisión para proteger un tramo de una
línea de transmisión en el caso de liberación de gas, el operador debe
instalarla. Al tomar esa determinación, el operador debe, como mínimo,
considerar los siguientes factores: rapidez de detección de pérdidas y
capacidades de cortar el flujo del gas, el tipo de gas transportado,
presión de operación, la velocidad de la potencial liberación, perfil de la
línea de transmisión, potencial de encendido, y la localización del
personal de respuesta más cercano.
d) Líneas de transmisión que operan por debajo del 30 % de la TFME.
El operador de una línea de transmisión operando debajo del 30 % de la
TFME debe seguir los requerimientos de los párrafos d) 1) y d) 2) de
esta Sección.
1) Aplicar los requisitos de los párrafos b) 1) i) y b) 1) iii) de esta
Sección, y
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ENARGAS
2) Monitorear las excavaciones cercanas a la línea, o efectuar

recorridos de inspección según lo exigido en la Sección 705,
bimestralmente. Si el operador encuentra indicaciones de
actividades de construcción no informadas, debe hacer una
investigación para determinar si ha ocurrido daño mecánico.
19. SECCIÓN 937. Proceso continuo de evaluación para
mantener la integridad de la línea de transmisión
a) General
Luego de completar la evaluación de integridad base, el operador debe
continuar revaluando la línea de transmisión, en los intervalos
especificados en la Sección 939 y evaluar periódicamente la integridad de
cada línea como se señala en el párrafo b). La revaluación se debe
efectuar respetando los intervalos especificados en la Sección 939 y no
más allá de siete años mediante una ECD luego de realizada la evaluación
base, a no ser que la evaluación del párrafo b) de esta Sección indique una
revaluación más temprana.
b) Evaluación
El operador debe conducir una evaluación periódica, cuya frecuencia debe
definir expresamente, para asegurar la integridad de la línea de
transmisión. La evaluación periódica se debe basar en una integración de
información de toda la línea de transmisión especificada en la Sección 917.
Para toda línea de transmisión, la evaluación debe considerar: los
resultados de estudios de integridad pasados y presentes, la integración de
información (Sección 917), y las decisiones acerca de las acciones de
remediación (Sección 933), y las acciones adicionales preventivas y de
mitigación (Sección 935).
El operador debe utilizar los resultados de esta evaluación para identificar
las amenazas específicas a la línea de transmisión y el riesgo que
representan esas amenazas.
c) Métodos de evaluación
Al llevar a cabo la revaluación de integridad, el operador debe evaluar la
integridad de la cañería a través de alguno de los siguientes métodos,
utilizando el que mejor se adapte a la amenaza a que la línea de
transmisión sea susceptible (Sección 917), o por ECD (Sección 931):
1) Herramienta de inspección interna o herramientas capaces de detectar
corrosión y cualquier otra amenaza a la cual el caño pueda ser
susceptible. El operador debe seguir la Sección 6.2 del código
ASME/ANSI B31.8S para seleccionar la herramienta de inspección
interna apropiada;
2) Ensayo de resistencia y hermeticidad realizado de acuerdo con la Parte
J de esta norma. El operador debe utilizar los ensayos de resistencia
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ENARGAS
especificados en la tabla 3 de la Sección 939 para justificar la extensión

del intervalo de revaluación, de conformidad con la Sección 939;
3) Un plan de ED si fuera aplicable, según lo indicado en la Sección 923,
para manejar las amenazas de corrosión interna, corrosión externa y
corrosión bajo tensión. El operador debe llevar a cabo la ED
dependiendo de la amenaza, con las Secciones 925, 927 o 929.
4) Otra tecnología que el operador demuestre que pueda otorgar un
conocimiento equivalente de la condición de la cañería. El operador
que elija esta opción debe notificar a la Autoridad Regulatoria 180 días
antes de realizar la evaluación de acuerdo con la Sección 949.
5) La ECD cuando se usa sobre una línea que está programada para
revaluación en un período mayor a siete años. El operador que usa
este método de revaluación debe cumplir con la Sección 931.
20. SECCIÓN 939. Intervalos de revaluación requeridos
El operador debe establecer un intervalo de revaluación para cada línea de
transmisión alcanzada por esta Parte O. Dicho intervalo será el que resulta de
la aplicación de alguna de las técnicas permitidas en la Sección 937 y
empleadas como Método de Evaluación Primaria. El operador debe cumplir con
los siguientes requerimientos.
a) Líneas de transmisión que operan al 30% de la TFME o más
El operador debe establecer un intervalo de revaluación para cada línea
de transmisión.
Si el operador establece un intervalo de revaluación mayor a siete años,
el operador debe realizar dentro del período de siete años, una ECD, y
luego realizar la revaluación correspondiente. La ECD debe ser realizada
de acuerdo con la Sección 931.
La tabla que se indica más adelante establece los intervalos de
revaluación permitidos.
El operador debe establecer un intervalo de revaluación como mínimo
por alguno de los siguientes métodos:
1) Prueba de resistencia y hermeticidad o inspección interna, u otra
tecnología equivalente.
El operador que usa la prueba de resistencia y hermeticidad o
inspección interna como método de evaluación debe establecer
el intervalo de revaluación a través de:
i) Basándose en las amenazas identificadas para la línea, como
está listado en la Sección 917 y sobre el análisis de los
resultados de la última evaluación de integridad y de la
integración de información requerida en la Sección 917; o
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ENARGAS
ii) Los intervalos para diferentes niveles de tensión de la línea de

transmisión (operando a o por encima del 30% de la TFME)
especificados en la Tabla de esta Sección.
2) EDCE
El operador que usa EDCE debe determinar el intervalo de
revaluación acorde a los requerimientos de los párrafos 6.2 y 6.3
de la ANSI/NACE SP0502. El intervalo de revaluación no puede
exceder lo especificado en la Tabla de esta Sección.
3) EDCI y EDCBT
El operador que usa EDCI o EDCBT debe determinar el intervalo
de revaluación de acuerdo con el siguiente método. Sin
embargo, el intervalo de revaluación no puede exceder lo
especificado en la Tabla de esta Sección.
i) Determinar el defecto de mayor tamaño que probablemente
permanezca en el segmento y la velocidad de corrosión
apropiada para la cañería y las condiciones del suelo y de
protección.
ii) Tomar la medida del defecto remanente más grande como el
tamaño del defecto mayor descubierto por EDCI o EDCBT.
iii) Estimar el intervalo de revaluación como la mitad del tiempo
requerido para que el defecto más grande aumente al tamaño
crítico.
b) Líneas de transmisión que operan por debajo del 30% de la TFME
El operador debe establecer un intervalo de revaluación para aquellas
líneas de transmisión que operan por debajo del 30% de la TFME. Si un
intervalo establecido supera los siete años, el operador debe realizar
dentro de los siete años del intervalo, una ECD de acuerdo con la
Sección 931 o una evaluación a baja tensión de acuerdo con la Sección
941.
El operador debe establecer un intervalo de revaluación como mínimo
por alguno de los siguientes métodos:
1) Revaluación por prueba de resistencia y hermeticidad, inspección
interna u otra tecnología, siguiendo los requerimientos del párrafo a)
1) de esta Sección, excepto que el nivel de tensión referenciado en el
párrafo a) 1) ii) de esta Sección pueda ser ajustado para reflejar un
nivel de tensión más bajo.
2) Revaluación por EDCE acorde al párrafo a) 2) de esta Sección.
3) Revaluación por EDCI o EDCBT acorde al párrafo a) 3) de esta
Sección.
Página 28
ENARGAS
4) Revaluación por ECD a intervalos de siete años acorde a la Sección

931 con una revaluación por uno de los métodos listados en los
párrafos b) 1) a b) 3) de esta Sección, de acuerdo con lo indicado en
la Tabla de esta Sección.
5) Revaluación por el método de evaluación a baja tensión a intervalos
de siete años acorde a la Sección 941 con una revaluación por uno de
los métodos listado en los párrafo b) 1) a b) 3) de esta Sección, de
acuerdo a lo indicado en la Tabla de esta Sección.
La siguiente tabla establece los intervalos máximos de revaluación.
Página 29
ENARGAS
Técnica de Intervalo A o más de 30% Menos de 30% TFME

A o más de 50% TFME (4)
Inspección (años) (1) hasta 50% TFME (4) (5)
PP 1,4 veces MAPO PP 1,7 veces MAPO
5 PP a 1,25 veces MAPO (2)
(2) (2) (7)
PP a 1,7 veces MAPO PP a 2,2 veces MAPO
Prueba de 10 PP a 1,39 veces MAPO (2)
(2) (2)
Resistencia y
hermeticidad PP a 2,0 veces MAPO PP a 2,8 veces MAPO
15 No permitido
(2) (2)
PP a 3,3 veces MAPO
20 No permitido No permitido
(2)
PF encima de 1,25 veces PF encima de 1,4 PF encima de 1,7
5
MAPO (3) veces MAPO (3) veces MAPO (3)
PF encima de 1,7
PF encima de 1,39 veces veces PF encima de 2,2
10
MAPO (3) veces MAPO (3)
Inspección Interna MAOP (3)
PF encima de 2,0 PF encima de 2,8
15 No permitido
veces MAPO (3) veces MAPO (3)
PF encima de 3.3
veces MAPO (3)
Indicaciones Indicaciones
Indicaciones inspeccionadas
5 inspeccionados por inspeccionados por
por muestreo (6)
muestreo (6) muestreo (6)
Indicaciones Indicaciones
Todas indicaciones
Evaluación 10 inspeccionadas por inspeccionadas por
inspeccionadas
Directa muestreo (6) muestreo (6)
Todas indicaciones Todas indicaciones
15 No permitido
inspeccionados inspeccionadas
Todas indicaciones
inspeccionadas
Notas:
(1) Los intervalos son máximos y pueden ser menores dependiendo de las reparaciones efectuadas y las actividades de prevención
establecidas. Adicionalmente, ciertas amenazas pueden ser extremadamente agresivas y pueden reducir significativamente los intervalos
entre inspecciones. La ocurrencia de falla dependiente del tiempo requiere una inmediata revaluación del intervalo.
(2) PP es la presión de prueba.
(3) PF es la presión de falla pronosticada de acuerdo con los Apéndices G-6, G-7 y G-8 de la NAG-100, el código ASME/ANSI B31G; AGA
Pipeline Research Committee Project PR-3-805 (“A Modified Criterion for Evaluating The Remaining Strength of Corroded
Pipeline/RSTRENG”, 1989).
(4) Una ECD como se describe en la Sección 931 se debe realizar en el séptimo año para un intervalo de 10 años, y en los años 7 y 14 en
un intervalo de 15 años.
(5) Una Evaluación de Baja Tensión o una ECD debe ser realizada en el 7° y 14 ° año del intervalo.
(6) Para el proceso de ED, los plazos para la examinación directa de las indicaciones están incluidos en el proceso (Ej.: Apéndice A punto
6.4 de la práctica estándar ANSI/NACE SP0502). Estos plazos se basan en la severidad de las indicaciones y en el resultado de las
examinaciones anteriores. A menos que todas las indicaciones se examinen y reparen, el intervalo máximo de revaluación debe ser de
cinco años para cañerías que operan a o por encima del 50% de la TFME y de diez años para las cañerías que operan por debajo del
50% de la TFME.
(7) Para las cañerías instaladas con anterioridad a la fecha de la vigencia de esta Parte O, se puede utilizar para la evaluación las pruebas
de resistencia y hermeticidad realizadas a una PP=1,5 de la MAPO.
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ENARGAS
21. SECCIÓN 941. Revaluación para cañerías que operan a

bajas tensiones
a) General
Para las amenazas de corrosión externa e interna el operador de una
línea de transmisión que opera a menos del 30% de la TFME puede usar
el siguiente método para revaluar la línea de transmisión, de acuerdo
con la Sección 939. Asimismo, el operador debe haber realizado una
evaluación base de acuerdo con las secciones 919 y 921.
b) Corrosión externa
El operador debe seguir una de las siguientes acciones para analizar la
corrosión externa de la línea de transmisión que opera a baja tensión.
1) Caño protegido catódicamente. El operador debe llevar a cabo un
ensayo eléctrico como mínimo cada siete años, y debe usar los
resultados como parte de la evaluación de la protección catódica y
de esta amenaza. Esta evaluación debe considerar, como mínimo,
las reparaciones de pérdidas, registros de inspección, monitoreo de
corrosión y cañería expuesta, y el ambiente circundante.
2) Caño desprotegido o caño protegido catódicamente donde los
relevamientos eléctricos son impracticables. El operador debe:
i) Realizar relevamientos de pérdidas cada cuatro meses, de
acuerdo con las exigencias de esta norma.
ii) Cada 18 meses identificar y remediar áreas con corrosión
activa mediante la evaluación de registros de pérdidas,
monitoreos de corrosión y cañería expuesta, y el ambiente
circundante.
c) Corrosión interna
El operador debe:
1) Realizar análisis de gases para detectar la presencia de agentes
corrosivos, como mínimo, una vez por año, o como lo exija la
reglamentación relativa a calidad de gas,
2) Realizar controles periódicos de los fluidos que son extraídos de la
línea. Este procedimiento se debe realizar como mínimo una vez por
año, y
3) Como mínimo, una vez cada siete años, integrar los datos de los
citados análisis y de otros tipos de ensayos no destructivos, y de los
controles requeridos en los párrafos c) 1) y c) 2) con los registros de:
pérdidas por corrosión interna, incidentes, seguridad, reparaciones,
patrullajes, cañería expuesta, y luego definir acciones de
remediación apropiadas.
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ENARGAS
22. SECCIÓN 943. Ampliación de los intervalos de revaluación

a) Cuando el operador requiera una ampliación del intervalo de revaluación
adoptado según la Sección 939, la Autoridad Regulatoria puede permitirlo
si considera que ello no es inconsistente con la seguridad de la línea de
transmisión, en las siguientes instancias:
1) Falta de herramientas de inspección interna: El operador puede
justificar el período de evaluación más largo de un segmento abarcado,
si las herramientas de inspección interna no están disponibles para
evaluar la cañería. El operador debe demostrar que las herramientas
de inspección interna no pueden obtenerse dentro del período de
evaluación requerido y además, debe demostrar las acciones que está
tomando para evaluar la integridad del segmento de línea de
transmisión en el ínterin.
2) Mantener el abastecimiento del suministro local: El operador puede
justificar un período de evaluación más largo de la línea de transmisión
si demuestra que la revaluación cortará el suministro local, y que no
está disponible un suministro alternativo.
b) Si alguna de las condiciones del párrafo a) 1) y a) 2) aplica, el operador
debe notificar a la Autoridad Regulatoria 180 días antes de terminar el
intervalo de revaluación, solicitando un intervalo de evaluación más largo, y
brindando un estimativo de cuándo podría completarse la evaluación.
23. SECCIÓN 945. Métodos que deben emplearse para medir la
efectividad del programa
a) General
El operador debe incluir en su programa de gerenciamiento de integridad,
métodos para comprobar en forma anual si el programa es efectivo al
evaluar y controlar la integridad de cada línea de transmisión. Estas
medidas deben incluir las cuatro medidas de evaluación completas
especificadas en la Sección 9.4 del Código ASME/ANSI B31.8S, y las
medidas específicas de cada amenaza especificada en el Apéndice A del
b) EDCE
Además de los requerimientos generales de las medidas de evaluación
establecidos en el párrafo anterior, el operador que usa la ED para
controlar la amenaza de corrosión externa, debe definir y monitorear las
medidas para determinar la efectividad del proceso de la EDCE. Estas
medidas deben cumplir con los requerimientos de la Sección 925.
24. SECCIÓN 947. Registros a mantenerse
El operador debe mantener para la vida útil de la línea los informes que
demuestren el cumplimiento de los requerimientos de esta Parte O. Como
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ENARGAS
mínimo el operador debe mantener los siguientes informes para revisar durante
una auditoria:
a) Un programa de gerenciamiento de integridad escrito de acuerdo con
los requerimientos de la Sección 907;
b) Los documentos que acrediten la identificación de amenazas y la
evaluación de riesgo de acuerdo con la Sección 917;
c) Un plan de evaluación base escrito de acuerdo con la Sección 919;
d) Los documentos para apoyar las decisiones, análisis y procesos
desarrollados y también los utilizados para implementar y evaluar cada
elemento del plan de evaluación base y el programa de gerenciamiento
de integridad. Los documentos incluyen aquellos desarrollados y
empleados para apoyar cualquier identificación, cálculo, reparación,
modificación, justificación, desviación y determinación efectuada, y
para cualquier acción tomada para implementar y evaluar cualquiera de
los elementos del programa.
e) Los documentos que demuestren que el personal tiene la formación
necesaria, incluyendo la capacitación de acuerdo con la Sección 915.
f) Los cronogramas requeridos por la Sección 933 que priorizan las
condiciones que se hayan encontrado durante la evaluación y
remediación, incluyendo las justificaciones técnicas del cronograma.
g) Los documentos para llevar a cabo lo requerido en las Secciones 923 a
929 para un plan de ED.
h) Los documentos para llevar a cabo los requerimientos de una ECD
(Sección 931).
i) Constancias de que el operador ha provisto la información necesaria
requerida en esta Parte O, a la Autoridad Regulatoria.
25. Normas de referencia
a) AGA Pipeline Research Committee Project PR-3-805 (RSTRENG).
b) ANSI/NACE SP0502. Pipeline External Corrosion Direct Assessment.
c) ASME B31G. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroed
Pipelines.
d) ASME/ANSI B31.8S. Managing System Integrity of Gas Pipelines.
e) NACE SP 0206. Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for
Pipelines Carrying Normally Dry Natural Gas (DG-ICDA).
Nota: Para las normas en la que se indique el año de emisión, sólo se aplica la edición citada. Para las que
no se indique la fecha, se aplica la última edición de la norma (incluyendo cualquier modificación de ésta).
Página 33
ENARGAS
SECCIÓN 465 - Control de corrosión externa. Mediciones

a) Monitoreo de potenciales
Toda cañería protegida catódicamente (gasoducto o ramal), debe contar con
cajas de medición de potenciales (CMP) a través de las cuales se determina el
nivel de la protección catódica (éstas deben responder a lo indicado en la Sección
469).
Toda cañería enterrada que esté bajo protección catódica, debe controlarse como
mínimo una vez cada año, no excediendo intervalos de 15 meses, para
determinar que la protección catódica satisfaga los requerimientos de la Sección
463. Para cañerías costa afuera el intervalo no debe ser mayor de tres años.
Estas verificaciones deben ser realizadas por muestreo.
b) Monitoreo de unidades de corriente impresa
Toda unidad de protección catódica por corriente impresa, debe inspeccionarse
para verificar su funcionamiento seis veces por año, a intervalos que no excedan
de dos meses y medio.
Toda interconexión eléctrica directa o a través de dispositivos especiales cuya
avería pueda comprometer la protección de la estructura, debe controlarse para
verificar su correcto funcionamiento a intervalos que no excedan de dos meses y
medio, como mínimo seis veces al año.
c) El operador debe actuar rápidamente para reparar y corregir cualquier
deficiencia encontrada en relevamientos o controles.
MATERIAL DE GUÍA
1. Control de cañerías protegidas catódicamente
a) Áreas de corrosión "activa" (ver material en la Sección 457).
Para áreas de protección anticorrosivas localizada suministrada por ánodos
galvánicos instalados en ubicaciones individuales de corrosión “activa", los
ánodos deben proporcionar un nivel de protección catódica que cumpla con la
Sección 463. El control es obligatorio de acuerdo con 465 a).
Cuando no resulte práctico realizar el monitoreo de ensayo eléctrico, se deben
considerar otros medios para cumplir con los requisitos de la Sección 465 a), los
que pueden incluir análisis periódicos de los registros de corrosión y fugas y
estudios de detección de fugas realizados como mínimo con la frecuencia
establecida en la 723 b).
b) Áreas de corrosión "no activa”
Para áreas de protección localizada suministrada por ánodos galvánicos en
ubicaciones individuales de corrosión "no activa", los niveles de protección
anticorrosivas no están sujetos a los requisitos de la Sección 463. Dichos ánodos
"instalados voluntariamente" no requieren ser controlados de acuerdo con 465 a),
pero el gasoducto debe ser re-evaluado cada tres años conforme a esta Sección.
Página 34
ENARGAS
2. Control de cañerías no protegidas catódicamente

Las cañerías no protegidas catódicamente deben ser re-evaluadas como mínimo
cada tres años para identificar áreas de corrosión "activa" de acuerdo con esta
Sección. Se deben utilizar análisis eléctricos, excepto en los siguientes casos:
a) Cuando el análisis eléctrico no resulte práctico, se pueden utilizar estudios
de fallas, historial de fugas, corrosión, peligros de la clase de trazado para
el público y condiciones operativas y de mantenimiento inusuales para
evaluar la necesidad de protección.
b) Cuando la cañería se encuentra en una ubicación remota, o por algún otro
método se determina que las fugas provocadas por la corrosión no serían
perjudiciales para la seguridad pública.
a) Áreas de corrosión "activa" (ver Material de Guía en la Sección 457)
Las cañerías no protegidas catódicamente en las cuales se descubra corrosión
"activa" deben protegerse catódicamente y controladas de acuerdo con las
Secciones 463 y 465 a). (ver ítem 1).
b) Áreas de corrosión "no activa"
Las cañerías no protegidas catódicamente y que contengan corrosión "no activa"
deben ser re-evaluadas como mínimo cada tres años de acuerdo con esta
Sección.
Página 35
ENARGAS
SECCIÓN 617 - Investigación de averías

Todo operador debe establecer procedimientos para analizar accidentes y
averías, incluyendo la selección de muestras de las instalaciones o equipos
averiados, para su estudio en laboratorio cuando fuera pertinente, a fin de
determinar las causas y reducir al mínimo la posibilidad de una repetición.
MATERIAL DE GUÍA
1. Generalidades
Se debe realizar un análisis detallado siempre que se determine que éste puede
suministrar información útil para reducir el potencial de repetición de una falla.
2. Respuesta a un incidente
Si se va a efectuar un análisis detallado debe ser necesaria una rápida respuesta
para preservar la integridad de las probetas y la información acumulada.
3. Recopilación de datos sobre el incidente
Si hubiera que realizar un análisis detallado, se debe designar a una persona en
la escena del incidente para coordinar la investigación. Las responsabilidades de
tal persona deben incluir:
a) Actuar como coordinador de todo el personal de investigaciones en campo.
b) Llevar un diario del personal, equipo y testigos.
c) Registrar en orden cronológico los acontecimientos a medida que suceden.
d) Asegurar que se tomen fotografías del incidente y zonas circundantes, las
que deben ser de gran valor en la investigación.
e) Garantizar la notificación a todas las autoridades gubernamentales
adecuadas.
f) Garantizar la conservación de las pruebas.
4. Equipo investigador
Cuando haya que realizar un análisis detallado, se debe designar un equipo de
investigación altamente calificado por la capacitación o la experiencia en los
procedimientos adecuados para dicho fin. La investigación debe incluir lo
siguiente:
a) Determinación de la causa probable del incidente.
b) Evaluación de la respuesta inicial.
c) Necesidad de mejoras en el sistema, si corresponde.
d) Necesidad de mejoras en la respuesta, manejo e investigación de
incidentes.
5. Probetas
Se debe preparar un procedimiento para seleccionar, recopilar, preservar, rotular
y manipular probetas. Los procedimientos para recopilación de probetas
Página 36
ENARGAS
metalúrgicas deben incluir precauciones para no alterar la estructura granular en

las zonas de interés para la investigación (Ej., evitar efectos térmicos producidos
por fuerzas de corte y externas debidas a herramientas y equipos). Cuando haya
problemas de corrosión, pueden resultar necesarios procedimientos para la
correcta toma de muestras y manipuleo, del suelo y agua subterránea. Se deben
considerar procedimientos que controlen el corte, limpieza, elevación,
identificación y embarque de probetas de caño a fin de conservar pruebas
valiosas sobre su superficie, y sobre las caras de fractura de superficies rotas,
incluyendo efectuar cortes suficientemente alejados de la falla a efectos de no
dañar áreas críticas de la probeta.
6. Material útil de referencia
Lo siguiente es material útil de referencia:
a) "Investigación de fallas en gasoductos", del Instituto de Seguridad en el
Transporte, Departamento de Transporte de EE.UU., Nov. 1986.
(Transportation Safety Institute, Pipeline Safety Branch, DMA-607, 6500
South MacArthur Blvd., Oklahoma City, Oklahoma 73125).
b) "Aspectos legales de la investigación de fallas", de Paul Biancardi, Oficina
del Jefe del Consejo, Administración de Programas Especiales e
Investigación, Washington, D.C., Feb. 1984 (en existencia en el Instituto de
Seguridad en el Transporte).
c) "Primeros en la escena", de J.M. Lennon, Director de Reclamos, Compañía
Eléctrica de Filadelfia, 1983, AGA Operating Section Proceedings, 1983.
d) "Cómo proteger a la compañía en la escena del incidente", de Robert E.
Kennedy, Director de Reclamos, The Brookiyn Union Gas Company, 1983,
AGA Operating Section Proceedings, 1983.
Página 37
ENARGAS
Observaciones propuestas a la Adenda N° 1 Año 2010

de la NAG-100 AÑO 1993
Normas Argentinas mínimas de seguridad para el transporte y distribución
de gas natural y otros gases por cañerías
Empresa: Rep. Técnico:
Dirección: CP: TE:
Página: Apartado: Párrafo:
Donde dice:
Se propone:
Fundamento de la Propuesta:
Firma:
Aclaración: Hoja de
Cargo:
Página 38
ENARGAS
Instrucciones para completar el formulario de observaciones

1. Completar con letra de imprenta (manual o por algún sistema de impresión),
con tinta indeleble.
2. En el espacio identificado "Donde dice", transcribir textualmente la versión en
vigencia que se propone modificar, o sucintamente siempre que no quede
posibilidad de duda o ambigüedad del texto a que se refiere.
3. En el espacio identificado "Se propone", indicar el texto exacto que se
sugiere.
4. En el espacio identificado "Motivo de la Propuesta", incluir qué posible
problema, carencia, etc., resolvería o mejoraría la propuesta; completando la
argumentación que se dé, o bien con la mención concreta de la bibliografía
técnica en que se sustente, en lo posible adjuntando sus copias, o bien
detallando la experiencia propia en que se basa.
5. Dirigir las observaciones al ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS
(ENARGAS) Suipacha 636, (C1008AAN) Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
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NAG-100

Norm as Argentinas m ínim as de

24. SECCIÓN 947. Registros a mantenerse ......................................................................32

Método de evaluación suplementario: Es la técnica elegida por el operador

hacia un programa más detallado y completo, incluyendo un plan de

d) Un plan de ED, si fuera aplicable según lo indicado en la Sección 923, que

El operador que usa un enfoque basado en el resultado que satisfaga los

incorporar los resultados y experiencias obtenidas en su programa

2) Supervise directamente los trabajos de zanjeo conjuntamente con las

d) Evaluación de amenazas particulares

i. La presión de operación se ha incrementado por sobre la operativa

de un método de evaluación para manejar todas las amenazas de la línea

En la selección del método para llevar a cabo la evaluación base, el

El cronograma citado precedentemente para efectuar la evaluación base

f) Nueva cañería instalada

13. SECCIÓN 925. Requerimientos para usar la evaluación

para usar cada herramienta, y el enfoque a ser usado para estrechar

14. SECCIÓN 927. Requerimientos para usar la evaluación

para calcular los ángulos de inclinación en todos los segmentos;

en las que se encontró corrosión, y remediar las condiciones que

15. SECCIÓN 929. Requerimientos para usar la evaluación

represente una afectación a la normal prestación del servicio, el operador

iii. Una indicación de pérdida de metal que afecte una soldadura

18. SECCIÓN 935. Medidas adicionales preventivas y/o

i) Uso de personal calificado para trabajos que puedan afectar

2) Monitorear las excavaciones cercanas a la línea, o efectuar

especificados en la tabla 3 de la Sección 939 para justificar la extensión

ii) Los intervalos para diferentes niveles de tensión de la línea de

4) Revaluación por ECD a intervalos de siete años acorde a la Sección

Técnica de Intervalo A o más de 30% Menos de 30% TFME

(2) PP es la presión de prueba.

21. SECCIÓN 941. Revaluación para cañerías que operan a

22. SECCIÓN 943. Ampliación de los intervalos de revaluación

SECCIÓN 465 - Control de corrosión externa. Mediciones

2. Control de cañerías no protegidas catódicamente

SECCIÓN 617 - Investigación de averías

metalúrgicas deben incluir precauciones para no alterar la estructura granular en

Observaciones propuestas a la Adenda N° 1 Año 2010

Empresa: Rep. Técnico:

Dirección: CP: TE:

Página: Apartado: Párrafo:

Instrucciones para completar el formulario de observaciones

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