INVERSIONES

 

Actividad operativa

 

Durante 1999, TGN  ha consolidado importantes cambios tendientes a brindar el mejor servicio en transporte de gas bajo un sistema seguro y que proteja el medio ambiente. Algunas de las acciones que merecen ser destacadas en este orden son:

 

• La Sociedad tomó la decisión a fines de 1998 de implementar el sistema integrado SAP/R3. La implementación del mismo fue concluida exitosamente el 1 de octubre de este año, cumpliendo con las metas de calidad, tiempo y costo fijadas. El mismo soporta la operatoria de mantenimiento, abastecimiento, administración de activos, gestión de proyectos y recursos humanos. Este sistema que representa un importante cambio cultural en la administración del negocio, permite tener la totalidad del soporte administrativo en forma on-line.

 

• Se creó a principio del año el departamento de integridad de gasoductos, con el objetivo estratégico de mejorar la integridad del sistema. Como resultado de esta iniciativa, la Sociedad ha comenzado inversiones para reemplazar tramos del Gasoducto Norte;

trabajos de revisión sistemáticas y de mejora en la protección catódica e inspecciones internas de gasoductos.

 

• En el presente año, la Sociedad modificó la atención a clientes, rediseñando el departamento de atención a los mismos, tendiente a mejorar la comunicación y atención a sus necesidades. En este sentido se finalizó la implementación del sistema GSAB, para nominaciones y balance de gas. El mismo brinda mejor información tanto desde el punto de vista de la calidad de la misma como en el nivel de detalle.

 

• Con el objeto de trabajar sobre uno de los activos estratégicos, la Sociedad realizó importantes cambios sobre la organización de sus recursos humanos en el área de operación y mantenimiento, donde dos terceras partes de la misma estén distribuidos a lo largo del sistema de gasoductos. Estos cambios permiten mejorar el manejo de la información estratégica, coordinar el entrenamiento y perfeccionar el planeamiento a largo plazo.

 

• En este ano se realizó un programa de inspección interna de gasoducto (ILI) reparando 233 defectos, durante el cual no se registró ningún incidente de seguridad.

 

TGN incorporó nueva tecnología de inspección de corrosión. Esta tecnología permite realizar la inspección en línea sin impactos en la entrega de gas y detectar los defectos de corrosión en alineación estrecha.

 

Sistemas y comunicaciones

 

• En el marco del proceso de conversión de sistemas y tecnología para la adecuación al ano 2000, TGN ha reemplazado durante 1999 los paneles de PLC en las plantas Miraflores, Tucumán, Lumbreras, Ferreyra, Dean Funes y La Paz logrando de este modo que todas las plantas de la Compañía estén preparadas para el cambio de milenio.

 

Por otra parte, se ha reemplazado la totalidad de los equipos informáticos y aplicaciones no compatibles con el año 2000 y se ha desarrollado un plan de contingencias destinado a mantener en operación a la Compañía ante eventuales problemas relacionados con el año 2000 que no se hubiesen detectado en los controles realizados durante el proyecto de adecuación.

 

• Durante el presente ano se ha finalizado el proyecto de digitalización de la red de comunicaciones de TGN permitiendo tener en línea a todas las plantas y bases de mantenimiento de la Compañía. De esta manera todas las dependencias de TGN cuentan con servicios de transmisión de datos, telefonía y aplicaciones corporativas soportadas en su propia red.

 

• Ha finalizado la implementación del sistema de radio móvil permitiendo de esta forma realizar la operación y mantenimiento de gasoductos en forma segura y en coordinación permanente entre los diversos participantes operativos y de control de gas.

 

• Se ha construido en la base de mantenimiento Pachaco el centro de contingencia operativa. El mismo cuenta con un sistema SCADA gemelo al utilizado en Control de Gas y con las mismas facilidades de comunicaciones disponibles en las oficinas de la Sede social.

 

En particular merece destacarse en el 2000:

 

- La inauguración del primer gasoducto que conecta Argentina con Brasil, comenzando la exportación de gas argentino, procedente de la cuenca neuquina, al sur de ese país. Se trata de un dueto de 422 Km. que atraviesa la provincia de Entre Ríos y el sur de Corrientes, propiedad de la empresa Transportadora de Gas del Mercosur, uniendo la localidad de Aldea Brasilera en las cercanías de Paraná, punto de conexión con el sistema de TGN, con la frontera argentino brasileña al sur de Paso de los Libres, Corrientes.

 

Desde allí se conecta, a través de un cruce perforado bajo el lecho del Río Uruguay de más de 1 Km. de longitud, con un gasoducto de otros 30 Kms de extensión en territorio del estado brasileño de Río Grande do Sul hasta una central termoeléctrica recientemente construida en las afueras de la ciudad de Uruguayana, propiedad de AES Uruguaiana Emprendimientos S.A. El gasoducto transporta inicialmente 2.8 millones de m3 por día para abastecer el consumo de la central.

 

Esta nueva conexión constituye el primer eslabón de un proyecto que prevé transportar hasta 12 millones de m3 por día adicionales hasta la ciudad de Porto Alegre, capital del estado de Río Grande do Sul, mediante un futuro gasoducto, que tendrá una extensión de 615 Kms, un diámetro de 24" y requerirá una inversión total aproximada de $ 250 millones. El mismo será propiedad de Transportadora Sui Brasileira de Gas S.A. - TSB, una compañía brasileña cuyos accionistas son Petrobras Gas-Gaspetro, Transcanada, Techint, Total Fina Elf, Ipiranga y Repsol YPF. La primera etapa de este proyecto, consistente en 25kms en la ciudad de Uruguayana y 25 Kms en las cercanías de Porto Alegre, ya se encuentra en operación.

 

- También fue inaugurada este año la segunda etapa del gasoducto Bolivia-Brasil consistente en la construcción y puesta en marcha del tramo que desde Campiñas en el Estado de San Pablo llevará el gas natural proveniente de los campos en Bolivia hasta Porto Alegre en el estado de Río Grande do Sul, pasando por otras ciudades importantes de la región como Curitiba en el estado de Paraná y Florianópolis en Santa Catarina.

Una vez que se materialicen las referidas obras del consorcio TSB llevando el gas argentino hasta Porto Alegre se habrá cerrado un anillo de interconexión gasífera entre las principales cuencas de la región y los mercados consumidores de la Argentina, Brasil y Chile.

 

- En este contexto, las importantes inversiones exploratorias que tuvieron lugar en Bolivia luego del proceso de privatización del antiguo monopolio estatal de gas y petróleo continuaron generando resultados, convirtiendo a ese país en uno de los países de Latinoamérica con mayores reservas de gas. - Repsol YPF, Petrobrás y Dow Chemical concluyeron el proyecto MEGA que consiste en una planta de separación de líquidos en Neuquén más un poliducto hacia la ciudad de Bahía Blanca, donde se construyó una planta fraccionadora de etano y de LPG e instalaciones portuarias. El objetivo del proyecto es la extracción de los componentes más ricos del gas natural antes de su inyección al sistema de gasoductos para su comercialización en forma separada.

 

- Con relación a las exportaciones de gas a Chile y Uruguay, Gas Atacama y Gasoducto del Pacifico y Petrouruguay/ANCAP continuaron consolidando sus mercados, incrementando paulatinamente los volúmenes transportados hacia los mismos.

 

El posicionamiento de TGN le ha permitido participar activamente en muchos de estos logros, demostrando una vez más que la Compañía es uno de los actores claves de la industria del gas en toda la región.

 

La industria del gas en la Argentina

 

La expansión de las redes de transporte, tradicionales cuellos de botella en la expansión del uso del gas natural, ha permitido abastecer principalmente demandas industriales y de generación eléctrica y acompañar el crecimiento del mercado residencial y comercial. Prueba de ello es el crecimiento del 43% en el periodo (2000- 1992) en el consumo de gas natural, atribuible fundamentalmente al crecimiento de los consumos industriales (29 %) y para generación termoeléctrica (87%). Esto último se ha visto favorecido por una tasa de crecimiento de la demanda eléctrica del orden del 6% promedio anual.

 

Mantenimiento e inversión en Gasoductos  

 

Integridad

 

Durante el ejercicio se desarrollaron diversas actividades destinadas a la mejora permanente de las condiciones de integridad de los gasoductos. Por una parte, las mismas cumplieron con las condiciones regulatorias estipuladas por el ENARGAS y, por otro lado, respondieron a criterios propios de TGN que exceden el marco normativo.

 

Cabe citar, como las más importantes, las siguientes acciones:

 

"Reparación y acondicionamiento de riberas de ríos o arroyos y erosiones en 70 locaciones comprendidas principalmente en el tramo Campo Durán Tucumán del Gasoducto Norte. De tales intervenciones, 20 se consideran mayores y 50 menores.

 

"Mejoras en el sistema de prevención de corrosión a través de la instalación de nuevos mojones, estaciones de medición, unidades de control de protección catódica, acondicionamiento de los canos camisas, clasificación y muestreo de suelos, etc.

 

Inspección interna de 1400 Km. de cañería, dando lugar a la detección y reparación de defectos y el reemplazo preventivo de varios tramos de gasoducto

 

Prevención de daños por terceros

 

Durante el año 2001, TGN ejecutó un programa intensivo para prevenir daños sobre sus gasoductos por parte de terceros. Las actividades incluyeron mejoras en la señalización, así como la entrega del Manual de Prevención tanto a superficiarios ubicados en zonas cercanas a los gasoductos como también a municipalidades y entidades que, por la índole de su fin especifico puedan realizar trabajos de excavación de tierras.

 

Durante el ejercicio hubo una baja importante en la cantidad de incidentes susceptibles de provocar contactos inadvertidos con los gasoductos o Constitución de convenios por servidumbre de paso de gasoducto TGN continuó con la -actividad de normalización de la situación de las servidumbres administrativas relacionadas con los propietarios de Inmuebles afectados por sus gasoductos.

 

El proceso estuvo destinado al envío de ofertas por cánones indemnizatorios, la celebración de convenios de pago y la constitución de servidumbres en los casos de instalaciones construidas por TGN.

 

Al cierre del año se alcanzó a regularizar el envío de propuestas al 92% de los propietarios involucrados y se firmaron convenios con el 50% de los mismos, dentro de las previsiones de la Resolución ENARGAS 584/98.

 

Mantenimiento e inversión en activos de compresión y medición

 

Durante el ejercicio 2001 se concretó la consolidación de las actividades de administración de los activos de compresión y medición en lo referente a sus políticas y prácticas de diseño, implementación y mantenimiento. Se adoptaron los criterios más modernos de mantenimiento, acordes a la realidad de TGN.

 

En la reseña de las actividades y objetivos destacables alcanzados se debe mencionar la optimización de los stocks de seguridad en plantas compresoras, reduciéndolos en un 50 %; la conclusión de inspecciones técnicas en todas las plantas incorporando la práctica API RP 572 (Aptitud de Servicio); el desarrollo del plan anual

de estudios de integridad de plantas compresoras; la implementación de mejoras en los sistemas de lubricación, encendidos electrónicos, filtros y otros; la reprueba de la planta compresora de San Jerónimo para aumentar la presión, la conclusión de 44 análisis de condición de motocompresores, 5 performance testing de turbo compresores y 37 análisis de vibraciones.

 

Asimismo, en estaciones de medición y regulación se realizaron mejoras que permitieron reducir sustancialmente el gas no contabilizado, se logró el100% de índice de capacidad de reserva en plantas reguladoras y se comenzó a desarrollar los planes de contingencias conjuntos con los dientes.

 

Por otra parte, se completaron 23 proyectos, entre otros la instalación de aeroenfriadores en Baldissera, la reprueba en fa EMR Arteaga, el cambio de válvulas de PC Lavalle, y el control general de emisiones gaseosas en Plantas Compresoras.

 

Asimismo, se elaboró una estrategia global para seleccionar proveedores de equipos compresores, se elaboraron 36 diseños y se revisaron 19 ingenierías de proyectos y se incorporaron 148 estándares y típicos de diseño de proyectos. También se modernizó la evaluación y el riesgo para los proyectos de modificación al sistema de transporte, se realizaron estudios alternativos de probables reemplazos de plantas compresoras y se confeccionó el plan preliminar de proyectos para los próximos siete años.

 

Sistemas y Comunicaciones

 

Las actividades correspondientes al año 2001 giraron en tomo a dos aspectos básicos: el mejor aprovechamiento de la plataforma tecnológica ya disponible en la Sociedad, y la orientación hacia la implementación de nuevas herramientas que permitan mejorar la eficiencia y la confiabilidad de las operaciones.

 

Alineado con el primer objetivo se trabajó en la mejora y difusión de nuestra Intranet y en el desarrollo y puesta en servicio del módulo de integración con SAP. Este módulo permite la total integración de la información transaccional (SAP) y no transaccional (TGNet).

 

Por otra parte se avanzó en el uso de la plataforma Web para la integración vertical del negocio a través de los portales de compras y clientes. El portal de compras permite el intercambio de información y cotizaciones entre TGN y sus proveedores de manera rápida y sencilla. Una vez que se complete la puesta en producción de la web de clientes, se permitirá intercambiar información sobre nominaciones, pedidos de gas y balances entre productores, cargadores y transportistas haciendo fa operatoria diaria más transparente.

 

Con el objetivo de aumentar la eficacia en las comunicaciones y reducir los viáticos asociados a las reuniones de trabajo se implementó un sistema de videoconferencia de última generación, que abarca los siete sitios de TGN con mayor personal. El sistema permite la realización de multiconferencias y el trabajo colaborativo con acceso y modificación de los mismos documentos simultáneamente.

 

A fin de centralizar e integrar la información sobre el sistema de gasoductos, como parte del programa de "Risk Management que lleva adelante la Compañía, se ha desarrollado una aplicación específica en el ambiente SAP, con los módulos de traza, registro de fugas, datos de suelos, propietarios y construcciones aledañas al gasoducto. Esta herramienta permite conocer rápidamente la totalidad de los datos y antecedentes asociados a cada punto o tramo del gasoducto.

 

En la remodelada Sala de Control de Gas se instaló un sistema de videowall de última tecnología, en reemplazo de los anteriores proyectores, lográndose una altísima definición y distribución de luz uniforme en toda la pantalla.

Se migró el Sistema SCAOA de TGN a nuevos servidores de mayor capacidad ampliándose la posibilidad de almacenamiento y la performance anterior, de acuerdo a la demanda de información operativa.

 

Como proyectos focalizados en incrementar la seguridad, capacidad y disponibilidad de los sistemas se reemplazaron los equipos de radio enlace entre Buenos Aires y San Jerónimo, se reemplazó el anterior sistema operativo de redes (Novell) por Windows 2000 en Sede y Plantas, se migró la plataforma de almacenamiento central de datos a una nueva arquitectura de alta disponibilidad y performance (Storage Área Network) e instaló equipamiento y software de monitoreo de redes.

 

Desde el inicio de sus operaciones en 1992, TGN expandió la capacidad de transporte de 22,6 MMm³/día a 54,44 MMm³/día \ lo que representa un incremento de más de 140%. Las expansiones, así como numerosas obras de mantenimiento y confiabilidad del sistema, requirieron inversiones por un importe aproximado de US$ 1.146 millones por parte de TGN.

 

En términos físicos, las expansiones a cargo de TGN requirieron la instalación de 1.312 Km. De nuevos gasoductos, la construcción de 5 nuevas plantas compresoras y la instalación de 14 equipos turbocompresores, los que adicionaron 150.000 HP de potencia instalada.

Adicionalmente, TGN actuó como Gerente de Proyecto de la "Ampliación 2005" realizada bajo la metodología de fideicomisos financieros creados por el Gobierno Nacional, que incorporó 211 Km. de gasoductos, 25.710 HP y 3 equipos turbocompresores.

 

Desde fines de 2007 y durante todo 2008 se llevó a cabo la primera etapa del nuevo plan de expansiones organizado por el Gobierno Nacional según la forma de fideicomisos basados en el Decreto N" 180/04. En este plan de expansiones llamado "Ampliaciones 2006-2008" TGN tiene el rol de Gerente de Proyecto. Las obras habilitadas a diciembre de 2008 consistieron en la construcción de 347 Km. de gasoductos y la construcción de una nueva planta compresora de 10.31 O HP. Estas obras permitieron incrementar la capacidad de transporte en 1 ,5 MMm³/día sobre el Gasoducto Norte entre la planta compresora Lumbreras y la zona de entrega Litoral y tramos finales; más 1,404 MMm³ldía en el Gasoducto Centro Oeste entre la planta compresora Beazley y la estación de medición y regulación La Dormida (zona Cuyo).

 

El mantenimiento y la integridad de las instalaciones

 

Acorde con la política que la Sociedad viene aplicando históricamente en cuanto a la integridad de sus activos físicos operativos, se realizaron durante el ejercicio un conjunto de actividades destinadas al conveniente mantenimiento y mejora de gasoductos, plantas compresoras, estaciones de medición y regulación e  instalaciones complementarias.

 

Los indicadores de disponibilidad y confiabilidad alcanzaron valores de 93,8% y 97,2% respectivamente, que superan los requerimientos normativos vigentes. Entre las obras concretadas en lo referido a gasoductos, cabe mencionar:

 

• El acondicionamiento de 4 cruces de agua en el Sistema Norte.

 

• El revestimiento de 34 Km. de cañería en el Sistema Norte.

 

• El pasaje de instrumental para la inspección interna de cañería en tramos de los

 

Sistemas Norte y Centro Oeste en un total aproximado de 900 Km.

 

• Mantenimientos mayores (overhauls) en 6 motocompresores y 4 turbocompresores.

 

En lo relativo a la relación con los titulares de los inmuebles que atraviesan los gasoductos, se avanzó en la regularización de convenios por servidumbres administrativas de paso, alcanzando al cierre del ejercicio 80% de las parcelas afectadas.

 

Se continuó con la aplicación de acciones dentro del Programa de Prevención de Daños por Terceros. En este sentido cabe citar la realización de un vuelo aerofotogramétrico en el Sistema Centro-Oeste; la erradicación de 15 construcciones ubicadas dentro de la franja de seguridad; la reposición de cartelería de avisos para no excavar por existencia de cañería y el contacto con propietarios de inmuebles.

 

Con un sistema de 6.195 Km. de gasoductos, TGN es la empresa dedicada al transporte de gas natural por gasoductos de alta presión en el centro y norte de la República Argentina.

 

A través de sus dos gasoductos troncales, el Norte y el Centro Oeste, TGN abastece a ocho de las nueve distribuidoras de gas y a numerosas generadoras eléctricas e industrias ubicadas en catorce provincias argentinas. El sistema de TGN se conecta a los gasoductos GasAndes y Norandino que transportan gas al centro y norte de Chile respectivamente, al Gasoducto Entrerriano que transporta gas a la provincia de Entre Ríos y al litoral uruguayo y al Gasoducto de Transportadora de Gas del Mercosur S.A. que transporta gas al sur de Brasil.

 

Desde el inicio de sus operaciones en 1992, TGN expandió la capacidad de transporte desde cabecera de 22,6 MMm³/día a 54,4 MMm³/día (1), lo que representa un incremento de más del 141%. Las expansiones, así como las numerosas obras de mantenimiento y confiabilidad del sistema, requirieron inversiones por un importe aproximado de US$ 1.185 millones por parte de TGN.

 

En términos físicos, las expansiones a cargo de TGN exigieron la instalación de 1.324 Km. de nuevos gasoductos, la construcción de cinco nuevas plantas compresoras y la instalación de catorce equipos turbocompresores, los que se adicionaron 150.000 HP de potencia instalada.

 

La Resolución N° 185/04 del MPFIPyS dictada al amparo del Decreto N° 180/04 constituyó un Programa de Fideicomisos de Gas organizados por la Secretaría de Energía de la Nación para la financiación de obras de infraestructura de transporte y distribución de gas natural.

 

Durante el año 2004, en el marco de dicho programa se crearon dos fideicomisos financieros que llevaron adelante la expansión del Gasoducto Centro Oeste que incorporó 30 Km. de gasoductos y permitió incrementar la capacidad de transporte en 0,55 MMm³/día.

 

Adicionalmente, TGN actuó como Gerente de Proyecto de la "Expansión 2005” realizada bajo la metodología de fideicomisos financieros creados por el Gobierno Nacional, que incorporó 230 Km. de gasoductos y tres plantas compresoras con un total de 25.710 HP.

 

En 2005 y a solicitud de la Secretaria de Energía de la Nación, TGN convocó a un "Concurso Abierto de Capacidad" para una nueva expansión del Sistema de Gasoducto Norte. Como resultado, el ENARGAS adjudicó 15,2 MMm³/día en el Sistema de Gasoductos operado por TGN. Este proyecto implica la construcción de  aproximadamente 1.860 Km. de gasoductos paralelos y la incorporación de 55.000 HP de potencia adicional en tres nuevas plantas y en dos ya existentes.

 

A tal efecto, en diciembre de 2006 la Sociedad suscribió con la Secretaría de Energía de la Nación y con Nación Fideicomisos S.A. el "Contrato Suplementario de Fideicomiso Financiero de Obra Gasoducto Norte', la primera adenda a dicho contrato y el "Contrato de Gerenciamiento". El Contrato de Operación y Mantenimiento aún no ha sido suscripto.

 

La primera etapa de la obra, denominada "Hito AP", se inició en octubre de 2007. En diciembre de 2008 se habilitó un incremento en la capacidad de transporte de 1,5 MMm³/d en el Gasoducto Norte, entre la planta compresora Lumbreras (Salta) y Litoral (tramos finales y Timbúes sobre el Gasoducto AldaoSanta Fe). Se construyeron para ello 319 Km. de nuevos gasoductos más una planta compresora de 10.310 HP en la localidad de Tío Pujio, provincia de Córdoba.

 

Adicionalmente, a instancias de las autoridades provinciales, se adelantó la construcción de 28.3 Km. de gasoductos entre la planta compresora Beazley y la estación de medición y regulación La Dormida para aliviar la derivación que abastece la mayor parte de la demanda de la región Cuyo, que incrementó la capacidad de transporte del mencionado tramo en 1.4 MMm³/día.

 

La segunda etapa de la obra, denominada "Hito Post AP", comprende la construcción de casi 800 Km. de loops (entre el Gasoducto Norte y el Centro Oeste) más tres plantas compresoras de 10.310 HP cada una en Salta, Córdoba y Santa Fe respectivamente. Originalmente se consideró que las obras de este hito debían completarse para el invierno de 2010.

 

El inicio, que estaba previsto para setiembre de 2008, fue demorado por cuestiones asociadas principalmente a la falta de financiamiento. A la fecha sólo se habilitó una planta compresora de 10.310 HP en Leones (Córdoba), un loop de 30,2 Km. entre Miraflores y Lumbreras, un loop de 33,3 Km. entre Tucumán y Lavalle y un loop de 59,7 Km. entre Campo Durán y Pichanal. Se encuentra en ejecución un loop de 67.42 Km. entre Pichanal y Miraflores y la planta compresora La Candelaria (Salta).

 

La fecha de habilitación de estas dos obras en ejecución está programada entre marzo y mayo de 2011. Adicionalmente se ha programado el inicio de la obra de otro loop de 44,9 Km. entre Campo Durán y Pichanal el que se espera habilitar en el segundo semestre de 2011.No hay certeza sobre la ejecución de las obras remanentes.

 

El mantenimiento y la integridad de las instalaciones Durante el ejercicio 2010 se ejecutaron actividades de mantenimiento programadas y otras destinadas a la mejora de activos operativos. Los indicadores de  disponibilidad y confiabilidad alcanzaron valores del 93,7% y 97,0% respectivamente, superando los requerimientos regulatorios vigentes.

 

En lo referente a gasoductos se señalan, entre otras, las siguientes acciones:

 

a) Se realizó la inspección interna de cañerías, con tecnología "Magnetic Flux Leakage", sobre una longitud total de 2.222 Km., de los cuales 1.524 Km. correspondieron a tramos del Gasoducto Centro Oeste y 698 Km. a las líneas del Gasoducto Norte.

b) En base a los resultados proporcionados por los ensayos citados anteriormente se efectuó el reemplazo de 1.075 metros de cañería que presentaba defectos y se eliminaron 103 medias cañas. Así también se decidió la colocación de 15 refuerzos que actualmente se encuentran en proceso de instalación.

c) Se realizó la aplicación de nuevo revestimiento a 41.440 metros de gasoducto, de los cuales 23.759 metros corresponden al gasoducto Caimancito -Tucumán de 16", 14.019 metros al gasoducto Troncal Norte de 24" y 3.662 metros al gasoducto Centro Oeste de 30" de diámetro.

 

Se produjo la disminución en la cantidad de sistema de protección catódica ("CPS") fuera de servicio, habiendo llegado durante este ejercicio a un promedio de 2,5% de estaciones en esa condición por mes.

 

En relación con las plantas compresoras y estaciones de medición y regulación se destaca:

 

a) La realización de mantenimientos mayores (overhauls) de un motocompresor Clarll TLAD8 de la planta compresora de Miraflores; un turbocompresor Solar Mars 100 de la planta compresora Pichanal; un turbocompresor Solar Taurus 70 de la planta Lumbreras; un turbocompresor Rusten TB5000 de la planta Beazley y dos turbocompresores Rusten TB5000 de la planta Cochico.

b) La inspección y evaluación de integridad de todas las plantas compresoras del Gasoducto Centro Oeste (diez en total), como así también el reemplazo de dos componentes de cañerías fuera de especificación correspondientes a las plantas Ferreyra y Lumbreras.

e) La inspección y evaluación de integridad de 61 estaciones de medición y regulación que, conjuntamente con lo realizado en el año 2008, completa la medición de todas las estaciones de TGN (146 en total).

d) Se ejecutó el reemplazo de dos paneles Turbocompresores Dresser Rand DR990 de la planta compresora San Jerónimo, que involucró la realización de la ingeniería de detalle, suministro, instalación, programación, comisionado, puesta en marcha y documentación conforme a obra.

e) Se elaboró la ingeniería de detalle correspondiente a la obra "Sistema de detección y extinción de incendios" en la planta compresora San Jerónimo, para la cual se prevé la puesta en servicio en el año 2011.

 

En lo que respecta al programa de "Prevención de Daños por Terceros" cabe citar:

 

a) La instalación de losetas de protección mecánica a lo largo de 850 metros, y la colocación de más de 300 señales que se adicionaron a los carteles ya existentes en el tramo 91, debido a que se trata de una zona densamente poblada que requiere de medidas de seguridad extraordinarias.

b) La construcción e instalación de más de 800 nuevos carteles de prevención a lo largo de todo TGN y la realización de más de 400 visitas a potenciales excavadores y organismos.

 

En relación con la integridad de las instalaciones, se detallan a continuación los puntos más relevantes del ejercicio 2012:

 

• Se cumplió con el indicador anual de protección catódica requerido por el ENARGAS. Se superaron siete años sin roturas por corrosión externa y, sobre una extensión de 8.500 Km. de gasoductos propios y de terceros, no se produjeron fugas por esa misma amenaza. Se ha registrado además, un lapso mayor a 1.600 días desde la última rotura causada por daños de terceros.

 

• Se proyectó junto a Gasoducto Norandino S.A., la construcción de un túnel de 800 mts. de longitud, en el macizo rocoso "Mal Paso", Provincia de Salta, dado que en el mismo se presentaba un alto riesgo de rotura del gasoducto por deslizamiento de la ladera. TGN participó en la ingeniería conceptual y colaboró en los estudios geológicos del túnel, como así también en el diseño para el emplazamiento de la cañería, soleras y accesos seguros. La obra tuvo un costo aproximado de US$ 4 millones.

 

• Se redefinió el "Programa de Prevención de Daños de Terceros' en base a la norma API 1162. Para ello, se efectuaron reuniones de concientización en las que se revisaron procedimientos y planes de prevención de daños para cada sección y se elaboró el "Mapa de Riesgos para SAP/GI”.

 

• Se cumplió con el "Plan de Visitas a Terceros" con más de 800 visitas realizadas. Se realizaron nuevos diseños de cartelería de advertencia para identificar la presencia del gasoducto en el campo. Se renovó la folletería para la difusión e identificación de la flota de vehículos de TGN como así también los "banners" para recibir mensajes de correo electrónico y difundir la página Web de la Sociedad.

 

• Con el objetivo de ampliar la difusión sobre la prevención de daños y llegar a los sectores vinculados con las actividades rurales y conducción de maquinarias, TGN estuvo presente en distintas exposiciones del agro.

 

• Se incentivó a través del "Instituto Argentino del Petróleo y Gas" la acción conjunta con empresas de la industria del gas, con el objetivo de desarrollar una gestión integrada de prevención de daños.

 

• Se elaboraron los planes base de integridad de gasoductos, correspondientes al 20% de las líneas de transmisión que opera y mantiene TGN, conforme lo establece la NAG- 100.

 

• Se prestaron servicios de integridad e ingeniería a Petrouruguay S.A. y Glucovil Argentina S.A. que consistieron en la ejecución del "Programa de Gerenciamiento de la Integridad y Evaluación Base".

 

Asimismo, se elaboró el "Programa de Gerenciamiento de la Integridad de Gasoductos" para el cliente Gasoducto del Pacifico S.A.

 

Ingeniería de gasoductos     

 

En materia de ingeniería, se presentan a continuación las cuestiones más importantes del ejercicio 2012:

 

• Por encargo del ENARGAS, TGN actuó con poder de policía técnica para la construcción del "by-pass" físico de la nueva central térmica Brigadier López, Provincia de Santa Fe. La obra consistió en la construcción de una estación de medición, un gasoducto de 20 Km., un ramal de 12,5 Km. Y las instalaciones internas de gas para la central térmica de 400 MW. TGN participó en la elaboración de la ingeniería básica del punto de frontera, en la revisión de la documentación técnica así como en las auditorías durante la construcción y la habilitación de las instalaciones internas de gas.

 

• Se continuó con el plan de reemplazos de sistemas de detección y extinción de incendio en las plantas compresoras San Jerónimo, Beazley, La Paz, y Cochico.

 

• Se realizó la ingeniería de detalle e implementación en la planta La Paz, en relación a: (1) el reemplazo de PLCs del sistema de control; (2) válvulas de entrada de planta y sobre el sistema de rotura de línea interno y externo; (3) renovación del reciclo de turbocompresores y UPS; (4) cables de potencia y canalizaciones para el tendido de bandejas del sistema de generación eléctrica y, (5) cambio de paneles Rustan.

 

• Se efectuaron trabajos generales de ingeniería en cuanto a: (1) reversibilidad de la planta compresora Tío Pujio; (2) transferencia de protección de válvulas en la planta La Candelaria; (3) reemplazo del sistema de control de la estación Cardales; (4) proyecto de automatización de la planta Ferreira; (5) adecuación del sistema de inyección y medición de la estación Guañacos; (6) revisión de la ingeniería de detalle de las expansiones y (7) revisión de la ingeniería de detalle de la expansión de la planta San Jerónimo.

 

• Se llevaron a cabo estudios de obsolescencia y estudios HAZOP en las plantas Puelén, Chaján, La Carlota y Recreo.

 

• Se prestaron servicios de rev1s1on de ingeniería básica y de detalle para el montaje de un electro compresor en Chile para el cliente Gasoducto Gasandes S.A. y de gerenciamiento de la obra de la nueva central térmica Brigadier López.

 

 

Fuente Memorias y Balances Transportadora Gas del Norte S.A. (1999-2012)