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[भारत क राजपऽ क भाग-III खण ड-4 असाधारण म काशन क िलए]

अिधसचना पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर

नई िदल ली 16 मई 2013

फास इाआईएमपीसीजीडी12013 - पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक अिधिनयम 2006 (2006 का 19) की धारा 61 ारा दत त शिक तयो का योग करत हए पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर एत ारा सीजीडी नटवकर की असफलता की सभाव यता को न यनतम करन क िलए नगर गस िवतरण नटवकर म जोिखम का मल याकन करन सरकषा म सधार करन तथा चालनो म और अिधक भावकािरता लान क िलए िनम निलिखत िविनयम बनाता ह नामत - 1 सिकषप त शीषरक और ारभण

(1) इन िविनयमो को पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 कहा जाएगा

(2) य सरकारी राजपऽ म उनक काशन की तारीख स वत त होग

2 पिरभाषाए

(1) इन िविनयमो म जब तक िक सदभर म अन यथा अपिकषत न हो (क) ldquoअिधिनयम का अथर पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर

अिधिनयम 2006 स ह (ख) ldquoनगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर rdquo (इसक बाद स सीजीडी

नटवकर क रप म उल लख िकया गया जाएगा) का अथर अिधिनयम म पिरभािषत अनसार पाइपलाइन नटवकर स ह

(ग) ldquoनगर गट ः टशन (सीजीएस)rdquo का अथर पशोिलयम और ाकितक गस

िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए

2

सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 म पिरभािषत अनसार ः टशन स ह

(घ) ldquoजोिखमrdquo का अथर पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात

ितिबया और आपदा बधन योजना (ईआरडीएमपी) की आचार सिहता िविनयम 2010 क अतगरत पिरभािषत अनसार जोिखम स ह

(ड) ldquoजोिखम िव लषण का अथर पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक

बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना (ईआरडीएमपी) की आचार सिहता) िविनयम 2010 क अतगरत पिरभािषत अनसार जोिखम िव लषण स ह

(च) ldquoजोिखम आकलन का अथर पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर

(आपात ितिबया और आपदा बधन योजना (ईआरडीएमपी) की आचार सिहता) िविनयम 2010 क अतगरत पिरभािषत अनसार जोिखम आकलन स ह

(छ) ldquoजोिखम बधन का अथर पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर

(आपात ितिबया और आपदा बधन योजना (ईआरडीएमपी) की आचार सिहता) िविनयम 2010 क अतगरत पिरभािषत अनसार जोिखम बधन स ह

(2) यक त शब द और अिभव यिक तया िजन ह इन िविनयमो म पिरभािषत नही

िकया गया ह अिपत अिधिनयम या उसक अतगरत बनाए गए िनयमो या िविनयमो म पिरभािषत िकया गया हो का अिधिनयम अथवा िनयमो अथवा िविनयमो जसी भी िः थित हो म बमश उिल लिखत अथर होगा

3 योजनीयता

य िविनयम नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर िबछान िनमारण चालन या िवः तार करन वाली सभी कपिनयो पर लाग होग 4 कायरकषऽ

3

इन िविनयमो म उप-पारषण पाइपलाइन नगर गस ः टशन नगर गट ः टशन (ाथिमक ि तीयक और ततीयक नटवकर सिहत) िजसम वािणिज यक या औ ोिगक माहक क िलए उपभोक ता मीटर तथा घरल उपभोक ता क िलए कनिक टग होज स गस उपकरण सिहत अितम पथक वाल व तक शािमल हो क इनलट पथक वाल व की डाउनः शीम मन और पाइिपग सिवधाओ क िवतरण सिहत सभी मौजदा और नवीन नगर गस िवतरण नटवकर शािमल होगा बशत िक अपनाई गई साममी और िविशि टया समय-समय पर सशोिधत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 क अनसार होगी 5 उ य

इन िविनयमो म नगर गस िवतरण हत बिनयादी और आव यकताओ की भावी और दकष एकीकत बधन योजना का िवकास और कायारन वयन करन क िलए िनम नानसार रपरखा ः तत की गई ह

i) नगर गस िवतरण नटवकर स जड़ जोिखम का मल याकन करना तथा कायरकलापो का िनवारण पता लगान और उपशमन करन क िलए ससाधनो का भावी ढग स आबटन करना

ii) नगर गस िवतरण नटवकर की सरकषा म सधार करना तािक कािमरक सपित त जनता और पयारवरण की सरकषा की जा सक

iii) सीजीडी नटवकर क असफल होन की सभाव यता को न यनतम करन क िलए चालन को और अिधक कारगर और भावी बनाना

6 एकीकत बधन णाली नगर गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत णाली का िवकास और कायारन वयन इन िविनयमो की अनसची 1 स अनसची 10 तक म विणरत क अनसार होगा

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सीजीडी नटवकर का चालन और रखरखाव करन वाली कपनी म योग य जनशिक त पिरिश ट-III म दशारए गए अनसार होगी 7 दोष और पिरणाम

(1) इन िनयमो क ावधानो का अनपालन इन िविनयमो म दशारई गई अनसची-7 और अनसची-8 सिहत पिरिश ट-II क सयोजन क रप म िकया जाएगा

(2) इन िविनयमो म िविनिदर ट अनसार एकीकत बधन णाली को

कायारिन वत करन म यिद कोई िवपथन या कमी होती ह तो कपिनया िनम निलिखत पिरणामो का सामना करन क िलए िजम मदार होगी नामत-

(i) कपनी को िनधारिरत समय-सीमा म त यक कायरकलाप को परा

करना होगा और यिद िकसी एक या अिधक कायरकलाप की ािप त म कोई कमी पाई जाती ह तो कपनी बोडर की ः वीकित क िलए समय-सीमा क अदर कोई उपशमन योजना भी ः तत करगी तथा बोडर अनमय समय-सीमा म सभी किमयो को परा करगी तथा यिद कपनी बोडर ारा िनधारिरत समय-सीमा म िनधारिरत कायरकलापो को परा करन म असफल रहती ह तो अिधिनयम क सगत दण डात मक ावधान लाग होग

(ii) यिद कपनी एकीकत बधन णाली को कायारिन वत करन म असफल रहती ह तो बोडर ऐसी चक करन वाली कपनी को एक नोिटस जारी कर सकता ह और उस एकीकत बधन णाली क ावधानो को कायारिन वत करन क िलए उपयक त समय दान कर सकता ह तथा यिद कपनी िनधारिरत समय म अनपालन करन म असफल रहती ह तो अिधिनयम और िविनयमो क सगत ावधान लाग होग

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8 अन य काननो क अतगरत आव यकता

यह आव यक होगा िक िव मान सभी सािविधक िनयमो िविनयमो और अिधिनयमो का अनपालन िकया जाए तथा सीजीडी नटवकर क िलए सगत सकषम ािधकािरयो स अपिकषत अनमोदन ाप त िकया जाए 9 िविवध (1) इन िविनयमो म िनिहत ावधानो का कायारन वयन करन म यिद िकसी कपनी ारा

िकसी समः या का सामना िकया जा रहा ह तो कपनी आव यक व यवः था क िलए बोडर स सपकर कर सकती ह

(2) बोडर समय-समय पर नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए

एकीकत बधन णाली स सबिधत िदशा-िनदश जारी कर सकता ह

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अनसची (दख िविनयम 6)

अनसची

उ य एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का उ य पयारवरण की सावरजिनक सरकषा करना सीजीडी नटवकर की अिधकतम उपलब धता सिनि चत करन क साथ-साथ गस नटवकर क चालनो स सब व यवसाय जोिखमो को न यनतम करना ह एकीकत बधन णाली की उपलब धता स एकीकत काय म लग व यावसाियको और तकनीिशयनो को अल प मध यम और दीघारविध कषऽ म कायर योजनाओ और लआ यो को ः प ट रप स ः थािपत करन म मदद िमलगी िजसस िनि चत रप स इन ह ाप त करन म उनकी दकषता और सति ट बढ़गी आईएमएस कायारन वयन क िलए एक चयिनत णाली का चयन करन क िलए सीजीडी ऑपरटर को सकषम बनाएगी तािक दश म सभी सीजीडी कपिनयो क िलए एक-समान एकीकत बधन णाली हो भावी एकीकत बधन णाली िनम न कार होगी -

() ऐस सभी कषऽो म सीजीडी नटवकर एकीकरण की गणवत ता सिनि चत करना िजसम ितकल पिरणामो की सभावना हो

() सीजीडी नटवकर एकीकरण क अिधक कठोर और व यविः थत बधन को ोत सािहत करना तथा जोिखम को कम करना

() सीजीडी नटवकर क चालन म जनता क सामान य िव वास को बढ़ाना

() सीजीडी नटवकर की आय को इ टतम बनाना िजसम एकीकत बधन योजना (आईएमपी) का अतिनरिहत अनषग कायारन वयन जाच और कपनी ारा समीकषा करन सिहत आकड़ एकऽ करना शािमल हो

7

अनसची 2

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) लाग करना 21 सीजीडी नटवकर म महत वपणर पिरसपित तया शािमल होती ह जोिक घनी आबादी वाल कषऽ स दबावयक त ज वलनशील गस का पिरवहन करती ह इसिलए इनम खराबी उत पन न होन पर जनता समदायो और पयारवरण को जोिखम हो सकता ह दसरी ओर सीजीडी नटवकर ततीय पकष स होन वाल बाहरी नकसान स भािवत हो सकता ह और कई मामलो म ऐसा बाहरी नकसान नटवकर का िवफल होना मख य कारण होता ह इसक अलावा घरो म खाना पकान और वाहनो की आवाजाही परी तरह सीजीडी नटवकर पर िनभरर करती ह इसक िवफल होन पर सामान य जन-जीवन बरी तरह भािवत हो सकता ह इसिलए यह जररी ह िक एक ऐसी णाली लाग की जाए िजसम नटवकर की अिधकता उपलब धता सिनि चत हो तथा िवफलता और कषित न यनतम हो 22 सीजीडी नटवकर की एकीकत बधन णाली म सीजीडी नटवकर की िः थित का आकलन करन क िलए एक व यापक और ढाचागत मवकर सभािवत खतरो जोिखमो का आकलन करन तथा सीजीडी नटवकर का सरिकषत और दघरटना रिहत चालन सिनि चत करन क िलए उपशमन काररवाई करन का ावधान िकया गया ह 23 ऐसी िवः तत एकीकत बधन णाली म अिनवायर रप स िनम निलिखत घटक शािमल होत ह -

(क) एकीकत बधन योजना (आईएमपी) इसम आकड़ो का एकऽीकरण और उनकी वधता जोिखमो क कषऽ का आकलन जोिखम का ः तर जोिखम क सदभर म एकीकत का आकलन जोिखम उपशमन आकड़ो को अ तन करना तथा जोिखम का पन आकलन करना शािमल ह

(ख) एकीकत बधन योजना का िन पादन मल याकन यह अपनाई गई एकीकत

बधन योजना की भावकािरता की िनगरानी करन तथा उसम आग सधार करन की एक णाली ह

(ग) सचार योजना इसम आतिरक और बाहरी पिरवश म सचना को

िविनयिमत करन और आकड़ो का आदान-दान करन क िलए एक ढाचागत योजना शािमल होती ह

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(घ) पिरवतरन का बधन यह एकीकत बधन योजना को अ तन बनान क िलए एकीकत बधन योजना म णाली पिरवतरन (तकनीकी भौितक िबयात मक और सगठनात मक पिरवतरन) को शािमल करन की एक िबया ह

(ड) गणवत ता िनयऽण यह एकीकत बधन योजना म पिरभािषत िबया क

िन पादन म गणवत ता की आव यकता को ः थािपत करन की िबया ह इन तत वो का आग अनसची 6 म िवः तत ब यौरा दशारया गया ह

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अनसची 3

सीजीडी णाली का िववरण 31 भौितक िववरण सीजीडी नटवकर क िववरण म अिभकल प िविशि टया लम बाई मख ः थापना ब यौर क सबध म ाथिमक नटवकर ि तीय और ततीय नटवकर का िविश ट िववरण शािमल ह जस

311 उप पारषण पाइपलाइन (एसटीपीएल)

312 नगर गस ः टशन (सीजीएस)

313 गध णाली 314 ः टील पाइपलाइन नटवकर

315 ि तीयक पीई नटवकर 316 ततीयक नटवकर पीई जीआई औरया ताबा

317 िजला िविनयऽण ः टशन (डीआरएस)

318 पथक वाल व (ः टील पीई)

319 मख य सीएनजी ः टशन ndash मख य ऑनलाइन सहायक बः टर ः टशन (डीबीएस)

3110 पथक दबाव िविनयामक ः टशन (आईपीआरएस) सामान य दबाव िविनयामक ः टशन (सीपीआरएस) मीटिरग ः टशन (एमआरएस)

3111 िनयऽण ककष औरया मॉः टर िनयऽण ः टशन (यिद कोई हो)

3112 उपकरण और िव तीय णाली ािप त (यिद कोई हो) 3114 सरकषा उपकरण

3115 माहक आधार (पीएनजी सीएनजी औ ोिगक और वािणिज यक)

32 अन य िववरण

321 अन य भौगोिलक कषऽपाइपलाइनसिवधाओ (यिद उपलब ध हो) क साथ अतराप ठ

322 घटना की िरपोिटग

323 अिभकल प िनमारण चालन रखरखाव आिद स सबिधत लखन पर सचना आिद 324 सािविधक आव यकताए

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अनसची 4

उपयक त एकीकत णाली का चयन 41 सीजीडी नटवकर की एकीकत बधन णाली िन पादन आधािरत आईएमएस या

िनदशात मक आधािरत एकीकत बधन णाली अपना सकती ह जबिक सीजीडी उ ोग को सीजीडी चालनो का काफी अच छा अनभव ाप त िकया ह तथा सीजीडी उ ोग काफी पिरपक व ह अत िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली को वि वक ः तर पर सराहा जाता ह तथािप जहा सीजीडी नटवकर िवकासशील चरण म हो वहा िनदशात मक आधािरत एकीकत बधन णाली की सः तित की जा सकती ह जबिक िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली कपनी क अनभव को मान यता दती ह जो सीजीडी नटवकर का चालन कर रही ह लिकन िनदशात मक कार की एकीकत बधन णाली अिधक कठोर होती ह क योिक इसम सीजीडी नटवकर म असफलता क सबस खराब मामलो और पिरद य उपशमन क सबस खराब मामला पिरद य पर िवचार िकया जाता ह

42 य िप इन िविनयमो म बाद की अनसची व याख या और िन पादन दोनो पर लाग

होती ह वतरमान िविनयम मख यत पयारप त ऐितहािसक एकीकत बधन णाली आकड़ो क अभाव म िनदशात मक पहलओ पर ध यान किन ित िकया जाता ह

43 एकीकत णाली की आदशात मक कित म जोिखम का पता लगान उनक

पिरणामो और उपशमन की मािणत प ित हत ः थािपत िबया का कायारन वयन करन का अिधदश िदया गया ह इसम तकनीकी पहलओ स सबिधत एकीकत बधन योजना तथा पिरवतरन क बधन का आतिरक िवकास करन का भी अिधदश िदया गया ह आज की तारीख म भारत म सीजीडी उ ोग क िवकास क आधार पर आदशात मक कित की एकीकत बधन णाली तयार करन पर िवचार िकया गया ह तािक भारत म सभी सीजीडी नटवकर का कायारन वयन िकया जा सक इसक अलावा सीजीडी उ ोग क पिरपक व होन और पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय गस िवतरण नटवकर क तकनीकी मानको सिहत िविशि टया) िविनयमन 2008 क अनसार पयारप त अिभलख का आकड़ा एकऽ करन पर बोडर ारा सीजीडी नटवकर क िलए िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली की िसफािरश करन हत एक समीकषा णाली पर िवचार िकया जा सकता ह

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अनसची 5

एकीकत आकलन साधन

एकीकत आकलन क कछ साधन नीच िदए गए ह चालक को सीजीडी नटवकर क िलए आईएमएस ाप त करन हत िजतन अिधक साधनो का इः तमाल करन की आव यकता हो करना चािहए यह नोट िकया जाए िक िविश ट उपाय क िलए बसलाइन आकड़ तत काल गणक क रप म चालक क पास उपलब ध होन चािहए (क) त यकष आकलन और मल याकन सीजीडी नटवकर खण डो क बाहरी िहः स पर जग लगन क खतर का पता लगान क िलए बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए) का इः तमाल िकया जा सकता ह बाहरी कषरण त यकष आकलन िबया क िनम निलिखत चार घटक ह

() पवर-आकलन

() िनरीकषण

() जाच और मल याकन

() मल याकन उपरान त

बाहरी जग लगन क त यकष आकलन को लाग करत समय और जब पाइप खल म लगी हो तो कपनी को बाहरी जग लगन क अलावा खतरो (जस यािऽक और कोिटग कषित) की भी जाच करन की सलाह दी जाती ह (ख) बसलाइन मल यो की तलना म मोटाई का आकलन तथा आविधक समीकषा

सभी सीजीडी नटवकर िः कड और दबाव वसल की आविधक मोटाई आकलन तथा बसलाइन मल यो की तलना वषर म एक बार की जानी चािहए (ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण

कथोिडक सरकषा पयारप तता सवकषण कराया जाना चािहए तािक सपणर ः टील नटवकर पाइपलाइनो को शािमल िकया जा सक तािक अपयारप त कथोिडक सरकषा ः तर तथा ः टील पाइपलाइन म अन य अिनयिमतताओ और िवसगितयो का पता लगाया जा सक ऑपरटर ारा उपयक त िबयाओ को ः थािपत िकया जाए तािक पाइपलाइन िवः तार और नवीन पिरयोजनाओ क पयारप त कथोिडक सरकषा ः तर का लखा-जोखा रखा जा सक

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(घ) दबाव परीकषण

कछ खतरो स िनपटत समय ः थापना-पवर ः तर पर ही अखडता का आकलन करन क िलए दबाव परीकषण करना उिचत होता ह दबाव परीकषण िव मान पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर िविनयमो की आव यकता क अनरप होना चािहए एकीकत आकलन क िलए ऐसी अन य प ितयो को भी ऊपर उिल लिखत प ितयो क अलावा सीजीडी कपनी ारा जसा वह उिचत समझ अपनाया जा सकता ह

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अनसची 6

सीजीडी नटवकर क िलए लाग एकीकत बध णाली की रपरखा बनाना मौजदा और नई ाकितक गस सचरण और िवतरण सीजीडी नटवकर क सभी चालक एकीकत बधन कायरबम बनाएग िजसम आव यक योजनाए कायारन वयन अनसची तथा उसक भाव का आकलन करना शािमल होगा तािक सीजीडी नटवकर का सरिकषत और िव वसनीय चालन सिनि चत िकया जा सक यह ः वीकार िकया गया ह िक व यापक सीजीडी नटवकर एकीकत बधन कायरबम िवः तत आकड़ा समह समीकरण और िव लषण पर आधािरत होता ह इसक अलावा एकीकत बधन कायरबम िविनिदर ट प ितयो िबयाओ तथा आकलन और िव लषण क िलए समय-सीमा या एकीकत आकलन योजना की भावकािरता क सबध म कायरबम क िन पादन क आधार पर इनक पिरणामो और उपशमन यासो क अनसार बनाए जा सकत ह बसलाइन और िन पादन आकड़ो क अभाव म एकीकत बधन कायरबम को कायारिन वत करन वाल चालको क िलए यह अिनवायर होगा िक आदशात मक एकीकत बधन कायरबम को ारभ म अपनाया जाए 61 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना सीजीडी नटवकर क भाग क रप म स थािपत सभी सीजीडी नटवकर तथा सब सिवधाओ को सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना म शािमल िकया जाएगा एकीकत बधन योजना की मल िबया का चब (िचऽ-1) म दि ारत िकया गया ह तथा आग का ब योरा यहा नीच िदया गया ह

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नही

हा

नही

हा

िचऽ-1 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना ndash वाह आकित

ारिभक आकड़ा एकऽ करना और उसकी समीकषा करना

खतर की पहचान करना

क या सभी खतरो का मल याकन िकया गया ह

पिरणाम और भाव िव लषण

अनसची 9 क अनसार आईएमएस की समीकषा

जोिखम आकलनमल याकन

एकीकत मल याकन

उपशमन और ितिबया

आकड़ा अ तन बनाना और एकीकरण

क या उपशमन और ितिबया अपिकषत ह

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611 ारिभक आकड़ एकऽीकरण समीकषा और एकीकरण जोिखम आकलन स सबिधत आकड़ो का ः वरप आकलन िकए जा रह खतर क आधार पर िभन न-िभन न होगा सीजीडी नटवकर और सबिधत जानकारी क आकड़ एकऽ करन का एक अिनवायर घटक ह िविश ट आव यकता क अनसार आकड़ उपयरक त भाग म उिल लिखत या अनकिलत िकसी भी रप म हो सकत ह आकड़ ऐस रप म होग जो भावी जोिखम आकलन म सहायक होग यह नोट िकया जाए िक एकीकत बधन कायरबम का कायारन वयन ः वय अितिरक त आकड़ो को एकऽ करगा और उन ह ाथिमकता दगा योजना का वष तक कायारन वयन होन स आकड़ो की माऽा और ः वरप म िवः तार होगा एकिऽत आकड़ जहा तक सभव हो पहचान गए खतरो की योज यता स सबिधत होन चािहए चयिनत आकड़ो क आधार की अनपलब धता एकीकत बधन कायरबम स खतर को िनकालन का कोई औिचत य नही ह आकड़ो क महत व क आधार पर ठोस इजीिनयिरग िनणरय यिद सभव हो तो उपलबध सचना क आधार पर उ ोग क आकड़ो स सब करक तथा जोिखम आकलन क िलए उत क ट प ितयो का इः तमाल करत हए िलया जाए आकड़ एकऽ करन क दौरान चार बातो को ध यान म रखा जाना चािहए 1) आकड़ो को व यविः थत करना

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण िकसी सामान य ः थल पर करना यह िनपट जान वाल जोिखम का पता लगान म मदद करता ह 2) आकड़ो का इितहास

िकसी आकड़ क अः थायी पहलओ का बधन करन की योग यता होना 3) आकड़ो का सामान यीकरण

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण करना िजसस िविभन न पहलओ का िव लषण हो सक 4) आकड़ो की सटीकता और िव वसनीयता

िनणरय लन की कषमता क िलए अपिकषत महत वपणर िनणारयक आकड़

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612 खतर का पता लगाना गस पाइपलाइन सबधी घटना आकड़ो का अतररार शीय पाइपलाइन अनसधान सिमित (पीआरसीआई) ारा िव लिषत और वग करण िकया गया ह जो पाइपलाइन एकीकत क खतर क िलए 22 मल कारणो का ितिनिधत व करती ह चालक ारा सिचत एक कारण OcircअजञातOtilde ह शष 21 खतरो को समय की िनभररता क आधार पर तीन समहो म बाटा गया ह तथा इस आग उनकी कित और िवकास िवशषजञता क अनसार सबिधत असफल यासो को नौ ौिणयो म बाटा गया ह जो िनम न कार ह (I) समय आधािरत खतर

1) बाहरी कषरण

2) आतिरक कषरण

3) दबाव स कषरणमः त ः थानो का टटना (II) ः थायी खतर

4) िनमारण सबधी दोष

i पाइप की सीवन म दोष

ii दोषपणर पाइप

5) विल डगिकशन स सबिधत

i दोषपणर पाइप पिरिध वल ड

ii दोषपणर फीकशन वल ड

iii मोड म िसकड़न या बकल

iv उधड़ धागटटी पाइपयग मन असफलता

6) उपकरण

i गःकट ओ-िरग म खराबी

ii िनयऽणराहत उपकरण खराबी

iii सील पप पिकग म खराबी

iv िविवध (III) समय आधािरत खतर

7) ततीय पकषयािऽक कषित i थम ि तीय ततीय पकष ारा पहचाई गई कषित (तात कािलकतत काल

खराबी होना)

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ii पहल स कषितमः त पाइप (िवलिबत असफलता णाली)

iii तोड़फोड़ करना

iv चहो ारा काटना

v इलिक शक आकर बनाना 8) गलत चालन िबया

9) मौसम सबिधत और बाहरी शिक त

i मौसम स सबिधत

ii िबजली िगरना

iii भारी वषार या बाढ़ आना

iv पथ वी की हलचल उपयरक त क अलावा भिम की प ित क आधार पर कछ अन य जोिखम भी लाग होग i खाड़ी कषऽ भाव

ii कीचड़दार भिम भाव

iii नदी क अदर की हलचल सीजीडी कपनी अपन नटवकर म खतरो का पता लगान क िलए अपनी िनजी प ित या आकड़ो क ॐोत को चन सकती ह कछ आकड़ो का ॐोत िनम निलिखत हो सकता ह -

- िपछली तकनीकी लखा-परीकषािनरीकषण िरपोट

- कथोिडक सरकषा णाली सवकषण और िनगरानी िरपोट

- घटना की जाच और मल कारणो का पता लगान क िलए िव लषणो का िरकाडर

- दघरटना या अवसर आधािरत खदाई और िनरीकषण

- सीजीडी नटवकर कषित और दोष िरपोट

- मरम मत और रखरखाव कायरकलाप

- िनयिमत और िपछल चालन सबधी आकड़

- अिभकल प (मागर सवकषण िरकाडर) िनमारण चालन एव रखरखाविनगरानीग त क दौरान पता लगाए गए जोिखमो का रिजः टर

- िनमारण और रखरखाव अिभलख (अनरकषण बकलॉग सिहत) इितहास िनमारण की प ित जाच और िनरीकषण आकड़ आिद

- िविभन न शीष क अतगरत कपनी की आतिरक िविशि टया

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- पाइिपग और इस मटशन डॉयमाम पाइप-बक िडजाइन और िविनमारण दः तावज िनिमरत दः तावज और साइगो आिद जस िरकाड तथा भौगोिलक सचना णाली क योग ारा सीजीडी नटवकर डॉटा

- णाली सशोधन िरकाडर तथा इितहास - मल उपकरण िविनमारताओ और आपितरकतारओ तथा अन य मािणत ततीय

पकषो क साथ परामशर

यह नोट िकया जाए िक उपयरक त सची कवल िनदशात मक ह और सीजीडी कपनी अपन अनभव और ठोस िनणरय क आधार पर आकड़ो क िकसी रप का योग करन क िलए ः वतऽ ह इसक अलावा नटवकर स जड़ जोिखम का सीजीडी कपनी की सिवधानसार िव लषण िकया जाए जो नटवकर क खतरो और एकरपता क कार क िवगत अनभव पर आधािरत हो 613 पिरणाम और भाव िव लषण एक बार खतरनाक घटनाओ की पहचान होन पर जोिखम िव लषण म अगला कदम उनक पिरणामो का िव लषण होता ह अथारत सभी पहचान िकए गए जोिखमो स जनता सपित त और पयारवरण को होन वाल नकसान की िवशालता का अनमान लगाना इन पिरणामो म िरसाव अिग नकाड िवः फोट गस का बादल बनना आिद शािमल होता ह गिणतीय मॉडल उदाहरण क िलए पिरणाम मॉडल का इः तमाल करक पिरणाम आकलन को परा िकया जा सकता ह

उच च पिरणाम कषऽ (एचसीए) की पहचान - उच च पिरणाम कषऽो क मानदड को परा करन क िलए सीजीडी नटवकर क ः थलो की पहचान की जाती ह सामान यतया य अत यिधक आबादी वाल कषऽ होत ह उक त सिवधाओ को खाली करना किठन होता ह (जस अः पताल या ः कल) तथा ऐस ः थल जहा भीड़ जटती ह (जस पजा ः थल कायारलय भवन या कषऽ) सभािवत भाव कषऽ क सबध म िवः तत जानकारी क िलए एएसएमई बी 318 एस क खण ड स 32 का सदभर ल

614 जोिखम बधन और जोिखम आकलन

एकिऽत आकड़ो का योग सीजीडी नटवकर और सबिधत सिवधाओ का जोिखम आकलन करन क िलए िकया जाता ह ऐसी अनक जोिखम आकलन प ितया ह िजन ह उपलब ध आकड़ो और जोिखम की कित क आधार पर लाग िकया जा सकता ह सीजीडी कपनी

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को णाली की आव यकताओ को परा करन क िलए प ित को अपन अनरप बनाना चािहए जोिखम आकलन सीजीडी कपिनयो को आकड़ और सचना को व यविः थत करन म मदद करता ह तािक व अपन कायरकलापो की ाथिमकता पर योजनाए बना सक जोिखम आकलन करन म त यक जोिखम क िलए घटना और पिरणाम की सभावना तथा व यिक तगत जोिखम दर को िवचाराथर अितम जोिखम दर ाप त करक जोड़ा जाना चािहए

जोिखम दर = सभािवत दर x पिरणाम दर

सभािवत दर - सभािवत दर को उ ोग अनभव और कपनी क िवगत अनभव क आधार पर घटना की सभाव यता क िलए उपयक त माऽात मक मल य दत हए िनधारिरत िकया जाए

उदाहरण क िलए सभािवत माऽा दर 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 लाग की जाए और सभाव यताओ का साप तािहक मािसक छमाही वािषरक आिद क अनसार िव लषण िकया जाए घटना की सभावना क बढ़न पर दर बढ़ा दी जानी चािहए

पिरणाम दर - इसी कार पिरणाम दर को उपयक त माऽात मक मल य को जोिखम घटन

क पिरणाम क अनसार िनधारिरत िकया जाए और इस लोगो पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव दखकर व यिक तगत रप स बनाया जाता ह एक सीजीडी कपनी इनम स लाग कई तथ यो पर िवचार कर सकती ह या अपकषा क अनसार अितिरक त तथ यो को पिरभािषत कर सकती ह

उदाहरण क िलए त यक ौणी (जनता पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव) को 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 तक की माऽा की पिरणाम दर क अनसार लाग िकया जाए और इनम स उच च दर को िवचाराधीन पिरणाम दर क रप म िलया जाना चािहए उदाहरण क िलए लोगो पर भाव को मामली या बड़ी चोट एक या अिधक हताहतो आिद क रप म पिरभािषत िकया जा सकता ह इसी कार व यावसाियक हािन को बढ़त हए आिथरक क िलए िवशषीकत िकया जा सकता ह भाव क बढ़न पर दर बढ़त बम म होनी चािहए उपयरक त क अनसार जोिखम आकलन मॉडल सीजीडी नटवकर या सकाय क अदर जोिखमो की कित और ः थलो क बार म बहतर समझ बनान म मदद करता ह लिकन कवल जोिखम आकलन प ित पर ही परी तरह भरोसा नही िकया जा सकता िजसस जोिखम आकलन का पता लगान या जञात जोिखमो का पता लगान या उनका उपशमन करन का

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पता चल सक जोिखम आकलन प ित का योग जानकारी अनभवी कािमरको (िवषय स सबिधत िवशषजञो और दकषता स पिरिचत लोगो) क सदभर म िकया जाना चािहए अितिरक त आकड़ा घटको का िनगमन या दकषता आकड़ो म पिरवतरन जोिखम आकलन िबया का अिभन न अग ह जोिखम दर की समीकषा की जानी चािहए और पवर-िनधारिरत हः तकषप या जब अितिरक त आकड़ या सचना उपलब ध होती ह क बाद आव यक पिरवतरन िकए जाएग िनयिमत अ तन कायर सिनि चत करन क िलए मख णाली पिरवतरनो और आशोधनो क िलए भावी िबया ः थािपत की जाएगी जो णाली की जोिखम दर को भािवत कर सकत ह और यह पिरवतरन करन क बाद जोिखम आकलन िबया को शािमल करगा

जोिखम आकलन क िहः स क रप म कपनी को िनम निलिखत कायरकलाप लाग करन चािहए -

() िवतरण पाइपलाइनो क िलए कथोिडक सरकषा णाली और सीपी पयारप तता सवकषण करना तथा जोिखम ः तरो क आधार पर पता लगाई गई अिनयिमतताओ का वग करण करना

() पिरसपित तयो (पिरसपित त ितः थापन कायरकलाप की जानकारी क रप म) क जोिखम ः तर का पता लगान क िलए समय-समय पर िव लषण करना

() सभी सिचत पिरसपित त सबिधत घटनाओ और िन कष क िलए जोिखम िव लषण और आकलन (ासिगक ः टील पाइपलाइन और एमडीपीई दशरन या खदाई सिहत)

() पिरसपित तयो की जञात जोिखमो का एक रिजः टर तयार करना रखरखाव करना तथा अ तन बनाना िजसम उनकी जोिखम दर शािमल हो

ाथिमकता म ाय जोिखम दर को घटत बम म बाटना शािमल ह ारिभक यासो और जाच योजनो क िलए जोिखम पिरणामो का उच च-मध यम-न यन आधार पर या सािख यकीय मल य क रप म मल याकन िकया जा सकता ह जब खण डो की समान जोिखम क साथ तलना की जाए तो असफलता की सभावना और उसक पिरणामो पर अलग स िवचार िकया जाए सब उपलब धता (वाह बद िवकल प) सिहत तथ य तथा णाली ापट आव यकताए भी ाथिमकता को भािवत कर सकती ह

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615 एकीकत आकलन सीजीडी खण ड क एकीकत का आकलन करन क िलए िपछल खड क अनसार सवारिधक महत वपणर जोिखम और खतर का समाधान करन और उपयक त एकीकत आकलन प ित का िनधाररण करन क िलए एक योजना बनाई जानी चािहए एकीकत आकलन क िलए िनम निलिखत प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह (क) टी4एस मानको क अनसार जाच दबाव की ः थापना स पवर हाइसोजन जाच करना (ख) बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए)

(ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण आिद इन िविनयमो की अनसची 5 म िविभन न अखण डता आकलन प ितयो का सिकषप त िववरण भी उपलब ध करवाया गया ह उपयक त अखण डता आकलन प ित का चयन सबस महत वपणर खतरो पर आधािरत होगा जहा कोई िवशष खण ड अितसवदनशील हो सीजीडी नटवकर क िविश ट खतरो क आधार पर एक या अिधक एकीकत आकलन प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह सीजीडी नटवकर णाली का चालक त यक खतर और जोिखम क िलए सवारिधक उपयक त एकीकत आकलन प ित का एक चाटर बनाएगा और उसका समय-समय पर आकलन करगा चालक ऐस आकलन क िलए उपयक त िविशि टया और गणवत ता िनयऽण योजना भी बनाएगा आकलन की भावकािरता ः थािपत करन क बाद आकलन की समयाविध म आग सशोधन िकया जाना चािहए बशत िक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 तथा अन य सगत िविनयम शािमल हो 616 ितिबया और उपशमन

इस खण ड म िनरीकषण मरम मत कायरकलापो ारा ाप त सकतको की ितिबया की अनसची शािमल ह उक त असरिकषत िः थित सीजीडी नटवकर की अखण डता क खतर को कम या समाप त करन क िलए िनवारक काररवाई म सधार या समािप त को भािवत कर सकती ह तथा भावी िनरीकषण अतराल बना सकती ह ऐसी ितिबया को तत काल कायारिन वत िकया जाए जो िनधारिरत समयाविध या णाली म शािमल हो िजनकी िनरीकषण पिरणाम क आधार पर सरलता स िनगरानी की जा सकती ह

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कछ उपशमन काररवाई की सची नीच दी गई ह - (क) कथोिडक सरकषा क पयारप तता ः तर को बढ़ान सबधी काररवाई जस कथोिडक सरकषा

क मौजदा ः तर म वि अितिरक त कषमता की ः थापना आिद

(ख) िव लषण िन कषर क आधार पर पिरसपित तयो को बदलनाउनकी मरम मत

(ग) काररवाई करन पर िनणरय लन क िलए उपकरण आपितरकतारओ क साथ परामशर करना

सकषप म उपशमन काररवाई क िलए िनम निलिखत दि टकोण अपनाया जाए

महत वपणर कायरकलाप या कायरकलाप सामान य रप स

िकए शर िकए गए कायरकलाप िवशष ध यान िदए

जान की आव यकता महत वपणर कायरकलापो की योजनाओ की कपनी ारा समय-समय पर समीकषा की जानी चािहए तािक एकीकत बधन को भािवत करन वाल सगठनात मक और बाहरी कारको म ससाधन (साधन) आव यकता तथा आव यक पिरवतरन िकया जा सक 62 िन पादन योजना त यक सीजीडी कपनी उपयक त िन पादन सकतको को पिरभािषत करगी िजसस कपनी की पिरसपित तयो क िविभन न पहलओ क एकीकत ः तरो की िः थित की िनगरानी की जा सक पवर पिरभािषत लआ यो की तलना म इन सकतको की (आविधक आधार पर) िनयिमत िनगरानी पिरसपित त िन पादन की भावकािरता का आकलन करन म मदद करती ह कपनी अपनी िनजी णाली क अतगरत एकीकत बधन कायरबम क िन पादन की णाली तथा उ ोग-व यापी आधार पर अन य णािलयो क साथ इसकी तलना भी कर सकती ह

एकीकत आकलन पिरणाम

परवितरत वािषरक रखरखाव योजनाओ म अितिरक त बारबारता या काररवाई को शािमल करना

मल याकन की गई उपशमन

ऐस सभी महत वपणर या िवशष कायरकलापो क िलए योजनाए बनाना और उन ह बाद की व यावसाियक और वािषरक योजनाओ म शािमल करना िजसम ससाधनो का आबटन करना भी शािमल हो

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ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

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8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

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गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

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अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

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अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

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73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

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अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

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62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

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SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

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APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

2

सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 म पिरभािषत अनसार ः टशन स ह

(घ) ldquoजोिखमrdquo का अथर पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात

ितिबया और आपदा बधन योजना (ईआरडीएमपी) की आचार सिहता िविनयम 2010 क अतगरत पिरभािषत अनसार जोिखम स ह

(ड) ldquoजोिखम िव लषण का अथर पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक

बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना (ईआरडीएमपी) की आचार सिहता) िविनयम 2010 क अतगरत पिरभािषत अनसार जोिखम िव लषण स ह

(च) ldquoजोिखम आकलन का अथर पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर

(आपात ितिबया और आपदा बधन योजना (ईआरडीएमपी) की आचार सिहता) िविनयम 2010 क अतगरत पिरभािषत अनसार जोिखम आकलन स ह

(छ) ldquoजोिखम बधन का अथर पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर

(आपात ितिबया और आपदा बधन योजना (ईआरडीएमपी) की आचार सिहता) िविनयम 2010 क अतगरत पिरभािषत अनसार जोिखम बधन स ह

(2) यक त शब द और अिभव यिक तया िजन ह इन िविनयमो म पिरभािषत नही

िकया गया ह अिपत अिधिनयम या उसक अतगरत बनाए गए िनयमो या िविनयमो म पिरभािषत िकया गया हो का अिधिनयम अथवा िनयमो अथवा िविनयमो जसी भी िः थित हो म बमश उिल लिखत अथर होगा

3 योजनीयता

य िविनयम नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर िबछान िनमारण चालन या िवः तार करन वाली सभी कपिनयो पर लाग होग 4 कायरकषऽ

3

इन िविनयमो म उप-पारषण पाइपलाइन नगर गस ः टशन नगर गट ः टशन (ाथिमक ि तीयक और ततीयक नटवकर सिहत) िजसम वािणिज यक या औ ोिगक माहक क िलए उपभोक ता मीटर तथा घरल उपभोक ता क िलए कनिक टग होज स गस उपकरण सिहत अितम पथक वाल व तक शािमल हो क इनलट पथक वाल व की डाउनः शीम मन और पाइिपग सिवधाओ क िवतरण सिहत सभी मौजदा और नवीन नगर गस िवतरण नटवकर शािमल होगा बशत िक अपनाई गई साममी और िविशि टया समय-समय पर सशोिधत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 क अनसार होगी 5 उ य

इन िविनयमो म नगर गस िवतरण हत बिनयादी और आव यकताओ की भावी और दकष एकीकत बधन योजना का िवकास और कायारन वयन करन क िलए िनम नानसार रपरखा ः तत की गई ह

i) नगर गस िवतरण नटवकर स जड़ जोिखम का मल याकन करना तथा कायरकलापो का िनवारण पता लगान और उपशमन करन क िलए ससाधनो का भावी ढग स आबटन करना

ii) नगर गस िवतरण नटवकर की सरकषा म सधार करना तािक कािमरक सपित त जनता और पयारवरण की सरकषा की जा सक

iii) सीजीडी नटवकर क असफल होन की सभाव यता को न यनतम करन क िलए चालन को और अिधक कारगर और भावी बनाना

6 एकीकत बधन णाली नगर गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत णाली का िवकास और कायारन वयन इन िविनयमो की अनसची 1 स अनसची 10 तक म विणरत क अनसार होगा

4

सीजीडी नटवकर का चालन और रखरखाव करन वाली कपनी म योग य जनशिक त पिरिश ट-III म दशारए गए अनसार होगी 7 दोष और पिरणाम

(1) इन िनयमो क ावधानो का अनपालन इन िविनयमो म दशारई गई अनसची-7 और अनसची-8 सिहत पिरिश ट-II क सयोजन क रप म िकया जाएगा

(2) इन िविनयमो म िविनिदर ट अनसार एकीकत बधन णाली को

कायारिन वत करन म यिद कोई िवपथन या कमी होती ह तो कपिनया िनम निलिखत पिरणामो का सामना करन क िलए िजम मदार होगी नामत-

(i) कपनी को िनधारिरत समय-सीमा म त यक कायरकलाप को परा

करना होगा और यिद िकसी एक या अिधक कायरकलाप की ािप त म कोई कमी पाई जाती ह तो कपनी बोडर की ः वीकित क िलए समय-सीमा क अदर कोई उपशमन योजना भी ः तत करगी तथा बोडर अनमय समय-सीमा म सभी किमयो को परा करगी तथा यिद कपनी बोडर ारा िनधारिरत समय-सीमा म िनधारिरत कायरकलापो को परा करन म असफल रहती ह तो अिधिनयम क सगत दण डात मक ावधान लाग होग

(ii) यिद कपनी एकीकत बधन णाली को कायारिन वत करन म असफल रहती ह तो बोडर ऐसी चक करन वाली कपनी को एक नोिटस जारी कर सकता ह और उस एकीकत बधन णाली क ावधानो को कायारिन वत करन क िलए उपयक त समय दान कर सकता ह तथा यिद कपनी िनधारिरत समय म अनपालन करन म असफल रहती ह तो अिधिनयम और िविनयमो क सगत ावधान लाग होग

5

8 अन य काननो क अतगरत आव यकता

यह आव यक होगा िक िव मान सभी सािविधक िनयमो िविनयमो और अिधिनयमो का अनपालन िकया जाए तथा सीजीडी नटवकर क िलए सगत सकषम ािधकािरयो स अपिकषत अनमोदन ाप त िकया जाए 9 िविवध (1) इन िविनयमो म िनिहत ावधानो का कायारन वयन करन म यिद िकसी कपनी ारा

िकसी समः या का सामना िकया जा रहा ह तो कपनी आव यक व यवः था क िलए बोडर स सपकर कर सकती ह

(2) बोडर समय-समय पर नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए

एकीकत बधन णाली स सबिधत िदशा-िनदश जारी कर सकता ह

6

अनसची (दख िविनयम 6)

अनसची

उ य एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का उ य पयारवरण की सावरजिनक सरकषा करना सीजीडी नटवकर की अिधकतम उपलब धता सिनि चत करन क साथ-साथ गस नटवकर क चालनो स सब व यवसाय जोिखमो को न यनतम करना ह एकीकत बधन णाली की उपलब धता स एकीकत काय म लग व यावसाियको और तकनीिशयनो को अल प मध यम और दीघारविध कषऽ म कायर योजनाओ और लआ यो को ः प ट रप स ः थािपत करन म मदद िमलगी िजसस िनि चत रप स इन ह ाप त करन म उनकी दकषता और सति ट बढ़गी आईएमएस कायारन वयन क िलए एक चयिनत णाली का चयन करन क िलए सीजीडी ऑपरटर को सकषम बनाएगी तािक दश म सभी सीजीडी कपिनयो क िलए एक-समान एकीकत बधन णाली हो भावी एकीकत बधन णाली िनम न कार होगी -

() ऐस सभी कषऽो म सीजीडी नटवकर एकीकरण की गणवत ता सिनि चत करना िजसम ितकल पिरणामो की सभावना हो

() सीजीडी नटवकर एकीकरण क अिधक कठोर और व यविः थत बधन को ोत सािहत करना तथा जोिखम को कम करना

() सीजीडी नटवकर क चालन म जनता क सामान य िव वास को बढ़ाना

() सीजीडी नटवकर की आय को इ टतम बनाना िजसम एकीकत बधन योजना (आईएमपी) का अतिनरिहत अनषग कायारन वयन जाच और कपनी ारा समीकषा करन सिहत आकड़ एकऽ करना शािमल हो

7

अनसची 2

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) लाग करना 21 सीजीडी नटवकर म महत वपणर पिरसपित तया शािमल होती ह जोिक घनी आबादी वाल कषऽ स दबावयक त ज वलनशील गस का पिरवहन करती ह इसिलए इनम खराबी उत पन न होन पर जनता समदायो और पयारवरण को जोिखम हो सकता ह दसरी ओर सीजीडी नटवकर ततीय पकष स होन वाल बाहरी नकसान स भािवत हो सकता ह और कई मामलो म ऐसा बाहरी नकसान नटवकर का िवफल होना मख य कारण होता ह इसक अलावा घरो म खाना पकान और वाहनो की आवाजाही परी तरह सीजीडी नटवकर पर िनभरर करती ह इसक िवफल होन पर सामान य जन-जीवन बरी तरह भािवत हो सकता ह इसिलए यह जररी ह िक एक ऐसी णाली लाग की जाए िजसम नटवकर की अिधकता उपलब धता सिनि चत हो तथा िवफलता और कषित न यनतम हो 22 सीजीडी नटवकर की एकीकत बधन णाली म सीजीडी नटवकर की िः थित का आकलन करन क िलए एक व यापक और ढाचागत मवकर सभािवत खतरो जोिखमो का आकलन करन तथा सीजीडी नटवकर का सरिकषत और दघरटना रिहत चालन सिनि चत करन क िलए उपशमन काररवाई करन का ावधान िकया गया ह 23 ऐसी िवः तत एकीकत बधन णाली म अिनवायर रप स िनम निलिखत घटक शािमल होत ह -

(क) एकीकत बधन योजना (आईएमपी) इसम आकड़ो का एकऽीकरण और उनकी वधता जोिखमो क कषऽ का आकलन जोिखम का ः तर जोिखम क सदभर म एकीकत का आकलन जोिखम उपशमन आकड़ो को अ तन करना तथा जोिखम का पन आकलन करना शािमल ह

(ख) एकीकत बधन योजना का िन पादन मल याकन यह अपनाई गई एकीकत

बधन योजना की भावकािरता की िनगरानी करन तथा उसम आग सधार करन की एक णाली ह

(ग) सचार योजना इसम आतिरक और बाहरी पिरवश म सचना को

िविनयिमत करन और आकड़ो का आदान-दान करन क िलए एक ढाचागत योजना शािमल होती ह

8

(घ) पिरवतरन का बधन यह एकीकत बधन योजना को अ तन बनान क िलए एकीकत बधन योजना म णाली पिरवतरन (तकनीकी भौितक िबयात मक और सगठनात मक पिरवतरन) को शािमल करन की एक िबया ह

(ड) गणवत ता िनयऽण यह एकीकत बधन योजना म पिरभािषत िबया क

िन पादन म गणवत ता की आव यकता को ः थािपत करन की िबया ह इन तत वो का आग अनसची 6 म िवः तत ब यौरा दशारया गया ह

9

अनसची 3

सीजीडी णाली का िववरण 31 भौितक िववरण सीजीडी नटवकर क िववरण म अिभकल प िविशि टया लम बाई मख ः थापना ब यौर क सबध म ाथिमक नटवकर ि तीय और ततीय नटवकर का िविश ट िववरण शािमल ह जस

311 उप पारषण पाइपलाइन (एसटीपीएल)

312 नगर गस ः टशन (सीजीएस)

313 गध णाली 314 ः टील पाइपलाइन नटवकर

315 ि तीयक पीई नटवकर 316 ततीयक नटवकर पीई जीआई औरया ताबा

317 िजला िविनयऽण ः टशन (डीआरएस)

318 पथक वाल व (ः टील पीई)

319 मख य सीएनजी ः टशन ndash मख य ऑनलाइन सहायक बः टर ः टशन (डीबीएस)

3110 पथक दबाव िविनयामक ः टशन (आईपीआरएस) सामान य दबाव िविनयामक ः टशन (सीपीआरएस) मीटिरग ः टशन (एमआरएस)

3111 िनयऽण ककष औरया मॉः टर िनयऽण ः टशन (यिद कोई हो)

3112 उपकरण और िव तीय णाली ािप त (यिद कोई हो) 3114 सरकषा उपकरण

3115 माहक आधार (पीएनजी सीएनजी औ ोिगक और वािणिज यक)

32 अन य िववरण

321 अन य भौगोिलक कषऽपाइपलाइनसिवधाओ (यिद उपलब ध हो) क साथ अतराप ठ

322 घटना की िरपोिटग

323 अिभकल प िनमारण चालन रखरखाव आिद स सबिधत लखन पर सचना आिद 324 सािविधक आव यकताए

10

अनसची 4

उपयक त एकीकत णाली का चयन 41 सीजीडी नटवकर की एकीकत बधन णाली िन पादन आधािरत आईएमएस या

िनदशात मक आधािरत एकीकत बधन णाली अपना सकती ह जबिक सीजीडी उ ोग को सीजीडी चालनो का काफी अच छा अनभव ाप त िकया ह तथा सीजीडी उ ोग काफी पिरपक व ह अत िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली को वि वक ः तर पर सराहा जाता ह तथािप जहा सीजीडी नटवकर िवकासशील चरण म हो वहा िनदशात मक आधािरत एकीकत बधन णाली की सः तित की जा सकती ह जबिक िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली कपनी क अनभव को मान यता दती ह जो सीजीडी नटवकर का चालन कर रही ह लिकन िनदशात मक कार की एकीकत बधन णाली अिधक कठोर होती ह क योिक इसम सीजीडी नटवकर म असफलता क सबस खराब मामलो और पिरद य उपशमन क सबस खराब मामला पिरद य पर िवचार िकया जाता ह

42 य िप इन िविनयमो म बाद की अनसची व याख या और िन पादन दोनो पर लाग

होती ह वतरमान िविनयम मख यत पयारप त ऐितहािसक एकीकत बधन णाली आकड़ो क अभाव म िनदशात मक पहलओ पर ध यान किन ित िकया जाता ह

43 एकीकत णाली की आदशात मक कित म जोिखम का पता लगान उनक

पिरणामो और उपशमन की मािणत प ित हत ः थािपत िबया का कायारन वयन करन का अिधदश िदया गया ह इसम तकनीकी पहलओ स सबिधत एकीकत बधन योजना तथा पिरवतरन क बधन का आतिरक िवकास करन का भी अिधदश िदया गया ह आज की तारीख म भारत म सीजीडी उ ोग क िवकास क आधार पर आदशात मक कित की एकीकत बधन णाली तयार करन पर िवचार िकया गया ह तािक भारत म सभी सीजीडी नटवकर का कायारन वयन िकया जा सक इसक अलावा सीजीडी उ ोग क पिरपक व होन और पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय गस िवतरण नटवकर क तकनीकी मानको सिहत िविशि टया) िविनयमन 2008 क अनसार पयारप त अिभलख का आकड़ा एकऽ करन पर बोडर ारा सीजीडी नटवकर क िलए िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली की िसफािरश करन हत एक समीकषा णाली पर िवचार िकया जा सकता ह

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अनसची 5

एकीकत आकलन साधन

एकीकत आकलन क कछ साधन नीच िदए गए ह चालक को सीजीडी नटवकर क िलए आईएमएस ाप त करन हत िजतन अिधक साधनो का इः तमाल करन की आव यकता हो करना चािहए यह नोट िकया जाए िक िविश ट उपाय क िलए बसलाइन आकड़ तत काल गणक क रप म चालक क पास उपलब ध होन चािहए (क) त यकष आकलन और मल याकन सीजीडी नटवकर खण डो क बाहरी िहः स पर जग लगन क खतर का पता लगान क िलए बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए) का इः तमाल िकया जा सकता ह बाहरी कषरण त यकष आकलन िबया क िनम निलिखत चार घटक ह

() पवर-आकलन

() िनरीकषण

() जाच और मल याकन

() मल याकन उपरान त

बाहरी जग लगन क त यकष आकलन को लाग करत समय और जब पाइप खल म लगी हो तो कपनी को बाहरी जग लगन क अलावा खतरो (जस यािऽक और कोिटग कषित) की भी जाच करन की सलाह दी जाती ह (ख) बसलाइन मल यो की तलना म मोटाई का आकलन तथा आविधक समीकषा

सभी सीजीडी नटवकर िः कड और दबाव वसल की आविधक मोटाई आकलन तथा बसलाइन मल यो की तलना वषर म एक बार की जानी चािहए (ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण

कथोिडक सरकषा पयारप तता सवकषण कराया जाना चािहए तािक सपणर ः टील नटवकर पाइपलाइनो को शािमल िकया जा सक तािक अपयारप त कथोिडक सरकषा ः तर तथा ः टील पाइपलाइन म अन य अिनयिमतताओ और िवसगितयो का पता लगाया जा सक ऑपरटर ारा उपयक त िबयाओ को ः थािपत िकया जाए तािक पाइपलाइन िवः तार और नवीन पिरयोजनाओ क पयारप त कथोिडक सरकषा ः तर का लखा-जोखा रखा जा सक

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(घ) दबाव परीकषण

कछ खतरो स िनपटत समय ः थापना-पवर ः तर पर ही अखडता का आकलन करन क िलए दबाव परीकषण करना उिचत होता ह दबाव परीकषण िव मान पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर िविनयमो की आव यकता क अनरप होना चािहए एकीकत आकलन क िलए ऐसी अन य प ितयो को भी ऊपर उिल लिखत प ितयो क अलावा सीजीडी कपनी ारा जसा वह उिचत समझ अपनाया जा सकता ह

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अनसची 6

सीजीडी नटवकर क िलए लाग एकीकत बध णाली की रपरखा बनाना मौजदा और नई ाकितक गस सचरण और िवतरण सीजीडी नटवकर क सभी चालक एकीकत बधन कायरबम बनाएग िजसम आव यक योजनाए कायारन वयन अनसची तथा उसक भाव का आकलन करना शािमल होगा तािक सीजीडी नटवकर का सरिकषत और िव वसनीय चालन सिनि चत िकया जा सक यह ः वीकार िकया गया ह िक व यापक सीजीडी नटवकर एकीकत बधन कायरबम िवः तत आकड़ा समह समीकरण और िव लषण पर आधािरत होता ह इसक अलावा एकीकत बधन कायरबम िविनिदर ट प ितयो िबयाओ तथा आकलन और िव लषण क िलए समय-सीमा या एकीकत आकलन योजना की भावकािरता क सबध म कायरबम क िन पादन क आधार पर इनक पिरणामो और उपशमन यासो क अनसार बनाए जा सकत ह बसलाइन और िन पादन आकड़ो क अभाव म एकीकत बधन कायरबम को कायारिन वत करन वाल चालको क िलए यह अिनवायर होगा िक आदशात मक एकीकत बधन कायरबम को ारभ म अपनाया जाए 61 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना सीजीडी नटवकर क भाग क रप म स थािपत सभी सीजीडी नटवकर तथा सब सिवधाओ को सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना म शािमल िकया जाएगा एकीकत बधन योजना की मल िबया का चब (िचऽ-1) म दि ारत िकया गया ह तथा आग का ब योरा यहा नीच िदया गया ह

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नही

हा

नही

हा

िचऽ-1 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना ndash वाह आकित

ारिभक आकड़ा एकऽ करना और उसकी समीकषा करना

खतर की पहचान करना

क या सभी खतरो का मल याकन िकया गया ह

पिरणाम और भाव िव लषण

अनसची 9 क अनसार आईएमएस की समीकषा

जोिखम आकलनमल याकन

एकीकत मल याकन

उपशमन और ितिबया

आकड़ा अ तन बनाना और एकीकरण

क या उपशमन और ितिबया अपिकषत ह

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611 ारिभक आकड़ एकऽीकरण समीकषा और एकीकरण जोिखम आकलन स सबिधत आकड़ो का ः वरप आकलन िकए जा रह खतर क आधार पर िभन न-िभन न होगा सीजीडी नटवकर और सबिधत जानकारी क आकड़ एकऽ करन का एक अिनवायर घटक ह िविश ट आव यकता क अनसार आकड़ उपयरक त भाग म उिल लिखत या अनकिलत िकसी भी रप म हो सकत ह आकड़ ऐस रप म होग जो भावी जोिखम आकलन म सहायक होग यह नोट िकया जाए िक एकीकत बधन कायरबम का कायारन वयन ः वय अितिरक त आकड़ो को एकऽ करगा और उन ह ाथिमकता दगा योजना का वष तक कायारन वयन होन स आकड़ो की माऽा और ः वरप म िवः तार होगा एकिऽत आकड़ जहा तक सभव हो पहचान गए खतरो की योज यता स सबिधत होन चािहए चयिनत आकड़ो क आधार की अनपलब धता एकीकत बधन कायरबम स खतर को िनकालन का कोई औिचत य नही ह आकड़ो क महत व क आधार पर ठोस इजीिनयिरग िनणरय यिद सभव हो तो उपलबध सचना क आधार पर उ ोग क आकड़ो स सब करक तथा जोिखम आकलन क िलए उत क ट प ितयो का इः तमाल करत हए िलया जाए आकड़ एकऽ करन क दौरान चार बातो को ध यान म रखा जाना चािहए 1) आकड़ो को व यविः थत करना

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण िकसी सामान य ः थल पर करना यह िनपट जान वाल जोिखम का पता लगान म मदद करता ह 2) आकड़ो का इितहास

िकसी आकड़ क अः थायी पहलओ का बधन करन की योग यता होना 3) आकड़ो का सामान यीकरण

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण करना िजसस िविभन न पहलओ का िव लषण हो सक 4) आकड़ो की सटीकता और िव वसनीयता

िनणरय लन की कषमता क िलए अपिकषत महत वपणर िनणारयक आकड़

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612 खतर का पता लगाना गस पाइपलाइन सबधी घटना आकड़ो का अतररार शीय पाइपलाइन अनसधान सिमित (पीआरसीआई) ारा िव लिषत और वग करण िकया गया ह जो पाइपलाइन एकीकत क खतर क िलए 22 मल कारणो का ितिनिधत व करती ह चालक ारा सिचत एक कारण OcircअजञातOtilde ह शष 21 खतरो को समय की िनभररता क आधार पर तीन समहो म बाटा गया ह तथा इस आग उनकी कित और िवकास िवशषजञता क अनसार सबिधत असफल यासो को नौ ौिणयो म बाटा गया ह जो िनम न कार ह (I) समय आधािरत खतर

1) बाहरी कषरण

2) आतिरक कषरण

3) दबाव स कषरणमः त ः थानो का टटना (II) ः थायी खतर

4) िनमारण सबधी दोष

i पाइप की सीवन म दोष

ii दोषपणर पाइप

5) विल डगिकशन स सबिधत

i दोषपणर पाइप पिरिध वल ड

ii दोषपणर फीकशन वल ड

iii मोड म िसकड़न या बकल

iv उधड़ धागटटी पाइपयग मन असफलता

6) उपकरण

i गःकट ओ-िरग म खराबी

ii िनयऽणराहत उपकरण खराबी

iii सील पप पिकग म खराबी

iv िविवध (III) समय आधािरत खतर

7) ततीय पकषयािऽक कषित i थम ि तीय ततीय पकष ारा पहचाई गई कषित (तात कािलकतत काल

खराबी होना)

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ii पहल स कषितमः त पाइप (िवलिबत असफलता णाली)

iii तोड़फोड़ करना

iv चहो ारा काटना

v इलिक शक आकर बनाना 8) गलत चालन िबया

9) मौसम सबिधत और बाहरी शिक त

i मौसम स सबिधत

ii िबजली िगरना

iii भारी वषार या बाढ़ आना

iv पथ वी की हलचल उपयरक त क अलावा भिम की प ित क आधार पर कछ अन य जोिखम भी लाग होग i खाड़ी कषऽ भाव

ii कीचड़दार भिम भाव

iii नदी क अदर की हलचल सीजीडी कपनी अपन नटवकर म खतरो का पता लगान क िलए अपनी िनजी प ित या आकड़ो क ॐोत को चन सकती ह कछ आकड़ो का ॐोत िनम निलिखत हो सकता ह -

- िपछली तकनीकी लखा-परीकषािनरीकषण िरपोट

- कथोिडक सरकषा णाली सवकषण और िनगरानी िरपोट

- घटना की जाच और मल कारणो का पता लगान क िलए िव लषणो का िरकाडर

- दघरटना या अवसर आधािरत खदाई और िनरीकषण

- सीजीडी नटवकर कषित और दोष िरपोट

- मरम मत और रखरखाव कायरकलाप

- िनयिमत और िपछल चालन सबधी आकड़

- अिभकल प (मागर सवकषण िरकाडर) िनमारण चालन एव रखरखाविनगरानीग त क दौरान पता लगाए गए जोिखमो का रिजः टर

- िनमारण और रखरखाव अिभलख (अनरकषण बकलॉग सिहत) इितहास िनमारण की प ित जाच और िनरीकषण आकड़ आिद

- िविभन न शीष क अतगरत कपनी की आतिरक िविशि टया

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- पाइिपग और इस मटशन डॉयमाम पाइप-बक िडजाइन और िविनमारण दः तावज िनिमरत दः तावज और साइगो आिद जस िरकाड तथा भौगोिलक सचना णाली क योग ारा सीजीडी नटवकर डॉटा

- णाली सशोधन िरकाडर तथा इितहास - मल उपकरण िविनमारताओ और आपितरकतारओ तथा अन य मािणत ततीय

पकषो क साथ परामशर

यह नोट िकया जाए िक उपयरक त सची कवल िनदशात मक ह और सीजीडी कपनी अपन अनभव और ठोस िनणरय क आधार पर आकड़ो क िकसी रप का योग करन क िलए ः वतऽ ह इसक अलावा नटवकर स जड़ जोिखम का सीजीडी कपनी की सिवधानसार िव लषण िकया जाए जो नटवकर क खतरो और एकरपता क कार क िवगत अनभव पर आधािरत हो 613 पिरणाम और भाव िव लषण एक बार खतरनाक घटनाओ की पहचान होन पर जोिखम िव लषण म अगला कदम उनक पिरणामो का िव लषण होता ह अथारत सभी पहचान िकए गए जोिखमो स जनता सपित त और पयारवरण को होन वाल नकसान की िवशालता का अनमान लगाना इन पिरणामो म िरसाव अिग नकाड िवः फोट गस का बादल बनना आिद शािमल होता ह गिणतीय मॉडल उदाहरण क िलए पिरणाम मॉडल का इः तमाल करक पिरणाम आकलन को परा िकया जा सकता ह

उच च पिरणाम कषऽ (एचसीए) की पहचान - उच च पिरणाम कषऽो क मानदड को परा करन क िलए सीजीडी नटवकर क ः थलो की पहचान की जाती ह सामान यतया य अत यिधक आबादी वाल कषऽ होत ह उक त सिवधाओ को खाली करना किठन होता ह (जस अः पताल या ः कल) तथा ऐस ः थल जहा भीड़ जटती ह (जस पजा ः थल कायारलय भवन या कषऽ) सभािवत भाव कषऽ क सबध म िवः तत जानकारी क िलए एएसएमई बी 318 एस क खण ड स 32 का सदभर ल

614 जोिखम बधन और जोिखम आकलन

एकिऽत आकड़ो का योग सीजीडी नटवकर और सबिधत सिवधाओ का जोिखम आकलन करन क िलए िकया जाता ह ऐसी अनक जोिखम आकलन प ितया ह िजन ह उपलब ध आकड़ो और जोिखम की कित क आधार पर लाग िकया जा सकता ह सीजीडी कपनी

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को णाली की आव यकताओ को परा करन क िलए प ित को अपन अनरप बनाना चािहए जोिखम आकलन सीजीडी कपिनयो को आकड़ और सचना को व यविः थत करन म मदद करता ह तािक व अपन कायरकलापो की ाथिमकता पर योजनाए बना सक जोिखम आकलन करन म त यक जोिखम क िलए घटना और पिरणाम की सभावना तथा व यिक तगत जोिखम दर को िवचाराथर अितम जोिखम दर ाप त करक जोड़ा जाना चािहए

जोिखम दर = सभािवत दर x पिरणाम दर

सभािवत दर - सभािवत दर को उ ोग अनभव और कपनी क िवगत अनभव क आधार पर घटना की सभाव यता क िलए उपयक त माऽात मक मल य दत हए िनधारिरत िकया जाए

उदाहरण क िलए सभािवत माऽा दर 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 लाग की जाए और सभाव यताओ का साप तािहक मािसक छमाही वािषरक आिद क अनसार िव लषण िकया जाए घटना की सभावना क बढ़न पर दर बढ़ा दी जानी चािहए

पिरणाम दर - इसी कार पिरणाम दर को उपयक त माऽात मक मल य को जोिखम घटन

क पिरणाम क अनसार िनधारिरत िकया जाए और इस लोगो पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव दखकर व यिक तगत रप स बनाया जाता ह एक सीजीडी कपनी इनम स लाग कई तथ यो पर िवचार कर सकती ह या अपकषा क अनसार अितिरक त तथ यो को पिरभािषत कर सकती ह

उदाहरण क िलए त यक ौणी (जनता पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव) को 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 तक की माऽा की पिरणाम दर क अनसार लाग िकया जाए और इनम स उच च दर को िवचाराधीन पिरणाम दर क रप म िलया जाना चािहए उदाहरण क िलए लोगो पर भाव को मामली या बड़ी चोट एक या अिधक हताहतो आिद क रप म पिरभािषत िकया जा सकता ह इसी कार व यावसाियक हािन को बढ़त हए आिथरक क िलए िवशषीकत िकया जा सकता ह भाव क बढ़न पर दर बढ़त बम म होनी चािहए उपयरक त क अनसार जोिखम आकलन मॉडल सीजीडी नटवकर या सकाय क अदर जोिखमो की कित और ः थलो क बार म बहतर समझ बनान म मदद करता ह लिकन कवल जोिखम आकलन प ित पर ही परी तरह भरोसा नही िकया जा सकता िजसस जोिखम आकलन का पता लगान या जञात जोिखमो का पता लगान या उनका उपशमन करन का

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पता चल सक जोिखम आकलन प ित का योग जानकारी अनभवी कािमरको (िवषय स सबिधत िवशषजञो और दकषता स पिरिचत लोगो) क सदभर म िकया जाना चािहए अितिरक त आकड़ा घटको का िनगमन या दकषता आकड़ो म पिरवतरन जोिखम आकलन िबया का अिभन न अग ह जोिखम दर की समीकषा की जानी चािहए और पवर-िनधारिरत हः तकषप या जब अितिरक त आकड़ या सचना उपलब ध होती ह क बाद आव यक पिरवतरन िकए जाएग िनयिमत अ तन कायर सिनि चत करन क िलए मख णाली पिरवतरनो और आशोधनो क िलए भावी िबया ः थािपत की जाएगी जो णाली की जोिखम दर को भािवत कर सकत ह और यह पिरवतरन करन क बाद जोिखम आकलन िबया को शािमल करगा

जोिखम आकलन क िहः स क रप म कपनी को िनम निलिखत कायरकलाप लाग करन चािहए -

() िवतरण पाइपलाइनो क िलए कथोिडक सरकषा णाली और सीपी पयारप तता सवकषण करना तथा जोिखम ः तरो क आधार पर पता लगाई गई अिनयिमतताओ का वग करण करना

() पिरसपित तयो (पिरसपित त ितः थापन कायरकलाप की जानकारी क रप म) क जोिखम ः तर का पता लगान क िलए समय-समय पर िव लषण करना

() सभी सिचत पिरसपित त सबिधत घटनाओ और िन कष क िलए जोिखम िव लषण और आकलन (ासिगक ः टील पाइपलाइन और एमडीपीई दशरन या खदाई सिहत)

() पिरसपित तयो की जञात जोिखमो का एक रिजः टर तयार करना रखरखाव करना तथा अ तन बनाना िजसम उनकी जोिखम दर शािमल हो

ाथिमकता म ाय जोिखम दर को घटत बम म बाटना शािमल ह ारिभक यासो और जाच योजनो क िलए जोिखम पिरणामो का उच च-मध यम-न यन आधार पर या सािख यकीय मल य क रप म मल याकन िकया जा सकता ह जब खण डो की समान जोिखम क साथ तलना की जाए तो असफलता की सभावना और उसक पिरणामो पर अलग स िवचार िकया जाए सब उपलब धता (वाह बद िवकल प) सिहत तथ य तथा णाली ापट आव यकताए भी ाथिमकता को भािवत कर सकती ह

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615 एकीकत आकलन सीजीडी खण ड क एकीकत का आकलन करन क िलए िपछल खड क अनसार सवारिधक महत वपणर जोिखम और खतर का समाधान करन और उपयक त एकीकत आकलन प ित का िनधाररण करन क िलए एक योजना बनाई जानी चािहए एकीकत आकलन क िलए िनम निलिखत प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह (क) टी4एस मानको क अनसार जाच दबाव की ः थापना स पवर हाइसोजन जाच करना (ख) बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए)

(ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण आिद इन िविनयमो की अनसची 5 म िविभन न अखण डता आकलन प ितयो का सिकषप त िववरण भी उपलब ध करवाया गया ह उपयक त अखण डता आकलन प ित का चयन सबस महत वपणर खतरो पर आधािरत होगा जहा कोई िवशष खण ड अितसवदनशील हो सीजीडी नटवकर क िविश ट खतरो क आधार पर एक या अिधक एकीकत आकलन प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह सीजीडी नटवकर णाली का चालक त यक खतर और जोिखम क िलए सवारिधक उपयक त एकीकत आकलन प ित का एक चाटर बनाएगा और उसका समय-समय पर आकलन करगा चालक ऐस आकलन क िलए उपयक त िविशि टया और गणवत ता िनयऽण योजना भी बनाएगा आकलन की भावकािरता ः थािपत करन क बाद आकलन की समयाविध म आग सशोधन िकया जाना चािहए बशत िक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 तथा अन य सगत िविनयम शािमल हो 616 ितिबया और उपशमन

इस खण ड म िनरीकषण मरम मत कायरकलापो ारा ाप त सकतको की ितिबया की अनसची शािमल ह उक त असरिकषत िः थित सीजीडी नटवकर की अखण डता क खतर को कम या समाप त करन क िलए िनवारक काररवाई म सधार या समािप त को भािवत कर सकती ह तथा भावी िनरीकषण अतराल बना सकती ह ऐसी ितिबया को तत काल कायारिन वत िकया जाए जो िनधारिरत समयाविध या णाली म शािमल हो िजनकी िनरीकषण पिरणाम क आधार पर सरलता स िनगरानी की जा सकती ह

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कछ उपशमन काररवाई की सची नीच दी गई ह - (क) कथोिडक सरकषा क पयारप तता ः तर को बढ़ान सबधी काररवाई जस कथोिडक सरकषा

क मौजदा ः तर म वि अितिरक त कषमता की ः थापना आिद

(ख) िव लषण िन कषर क आधार पर पिरसपित तयो को बदलनाउनकी मरम मत

(ग) काररवाई करन पर िनणरय लन क िलए उपकरण आपितरकतारओ क साथ परामशर करना

सकषप म उपशमन काररवाई क िलए िनम निलिखत दि टकोण अपनाया जाए

महत वपणर कायरकलाप या कायरकलाप सामान य रप स

िकए शर िकए गए कायरकलाप िवशष ध यान िदए

जान की आव यकता महत वपणर कायरकलापो की योजनाओ की कपनी ारा समय-समय पर समीकषा की जानी चािहए तािक एकीकत बधन को भािवत करन वाल सगठनात मक और बाहरी कारको म ससाधन (साधन) आव यकता तथा आव यक पिरवतरन िकया जा सक 62 िन पादन योजना त यक सीजीडी कपनी उपयक त िन पादन सकतको को पिरभािषत करगी िजसस कपनी की पिरसपित तयो क िविभन न पहलओ क एकीकत ः तरो की िः थित की िनगरानी की जा सक पवर पिरभािषत लआ यो की तलना म इन सकतको की (आविधक आधार पर) िनयिमत िनगरानी पिरसपित त िन पादन की भावकािरता का आकलन करन म मदद करती ह कपनी अपनी िनजी णाली क अतगरत एकीकत बधन कायरबम क िन पादन की णाली तथा उ ोग-व यापी आधार पर अन य णािलयो क साथ इसकी तलना भी कर सकती ह

एकीकत आकलन पिरणाम

परवितरत वािषरक रखरखाव योजनाओ म अितिरक त बारबारता या काररवाई को शािमल करना

मल याकन की गई उपशमन

ऐस सभी महत वपणर या िवशष कायरकलापो क िलए योजनाए बनाना और उन ह बाद की व यावसाियक और वािषरक योजनाओ म शािमल करना िजसम ससाधनो का आबटन करना भी शािमल हो

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ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

24

8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

25

गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

26

अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

27

अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

28

73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

29

अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

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The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

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The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

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614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

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An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

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The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

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62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

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63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

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SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

3

इन िविनयमो म उप-पारषण पाइपलाइन नगर गस ः टशन नगर गट ः टशन (ाथिमक ि तीयक और ततीयक नटवकर सिहत) िजसम वािणिज यक या औ ोिगक माहक क िलए उपभोक ता मीटर तथा घरल उपभोक ता क िलए कनिक टग होज स गस उपकरण सिहत अितम पथक वाल व तक शािमल हो क इनलट पथक वाल व की डाउनः शीम मन और पाइिपग सिवधाओ क िवतरण सिहत सभी मौजदा और नवीन नगर गस िवतरण नटवकर शािमल होगा बशत िक अपनाई गई साममी और िविशि टया समय-समय पर सशोिधत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 क अनसार होगी 5 उ य

इन िविनयमो म नगर गस िवतरण हत बिनयादी और आव यकताओ की भावी और दकष एकीकत बधन योजना का िवकास और कायारन वयन करन क िलए िनम नानसार रपरखा ः तत की गई ह

i) नगर गस िवतरण नटवकर स जड़ जोिखम का मल याकन करना तथा कायरकलापो का िनवारण पता लगान और उपशमन करन क िलए ससाधनो का भावी ढग स आबटन करना

ii) नगर गस िवतरण नटवकर की सरकषा म सधार करना तािक कािमरक सपित त जनता और पयारवरण की सरकषा की जा सक

iii) सीजीडी नटवकर क असफल होन की सभाव यता को न यनतम करन क िलए चालन को और अिधक कारगर और भावी बनाना

6 एकीकत बधन णाली नगर गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत णाली का िवकास और कायारन वयन इन िविनयमो की अनसची 1 स अनसची 10 तक म विणरत क अनसार होगा

4

सीजीडी नटवकर का चालन और रखरखाव करन वाली कपनी म योग य जनशिक त पिरिश ट-III म दशारए गए अनसार होगी 7 दोष और पिरणाम

(1) इन िनयमो क ावधानो का अनपालन इन िविनयमो म दशारई गई अनसची-7 और अनसची-8 सिहत पिरिश ट-II क सयोजन क रप म िकया जाएगा

(2) इन िविनयमो म िविनिदर ट अनसार एकीकत बधन णाली को

कायारिन वत करन म यिद कोई िवपथन या कमी होती ह तो कपिनया िनम निलिखत पिरणामो का सामना करन क िलए िजम मदार होगी नामत-

(i) कपनी को िनधारिरत समय-सीमा म त यक कायरकलाप को परा

करना होगा और यिद िकसी एक या अिधक कायरकलाप की ािप त म कोई कमी पाई जाती ह तो कपनी बोडर की ः वीकित क िलए समय-सीमा क अदर कोई उपशमन योजना भी ः तत करगी तथा बोडर अनमय समय-सीमा म सभी किमयो को परा करगी तथा यिद कपनी बोडर ारा िनधारिरत समय-सीमा म िनधारिरत कायरकलापो को परा करन म असफल रहती ह तो अिधिनयम क सगत दण डात मक ावधान लाग होग

(ii) यिद कपनी एकीकत बधन णाली को कायारिन वत करन म असफल रहती ह तो बोडर ऐसी चक करन वाली कपनी को एक नोिटस जारी कर सकता ह और उस एकीकत बधन णाली क ावधानो को कायारिन वत करन क िलए उपयक त समय दान कर सकता ह तथा यिद कपनी िनधारिरत समय म अनपालन करन म असफल रहती ह तो अिधिनयम और िविनयमो क सगत ावधान लाग होग

5

8 अन य काननो क अतगरत आव यकता

यह आव यक होगा िक िव मान सभी सािविधक िनयमो िविनयमो और अिधिनयमो का अनपालन िकया जाए तथा सीजीडी नटवकर क िलए सगत सकषम ािधकािरयो स अपिकषत अनमोदन ाप त िकया जाए 9 िविवध (1) इन िविनयमो म िनिहत ावधानो का कायारन वयन करन म यिद िकसी कपनी ारा

िकसी समः या का सामना िकया जा रहा ह तो कपनी आव यक व यवः था क िलए बोडर स सपकर कर सकती ह

(2) बोडर समय-समय पर नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए

एकीकत बधन णाली स सबिधत िदशा-िनदश जारी कर सकता ह

6

अनसची (दख िविनयम 6)

अनसची

उ य एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का उ य पयारवरण की सावरजिनक सरकषा करना सीजीडी नटवकर की अिधकतम उपलब धता सिनि चत करन क साथ-साथ गस नटवकर क चालनो स सब व यवसाय जोिखमो को न यनतम करना ह एकीकत बधन णाली की उपलब धता स एकीकत काय म लग व यावसाियको और तकनीिशयनो को अल प मध यम और दीघारविध कषऽ म कायर योजनाओ और लआ यो को ः प ट रप स ः थािपत करन म मदद िमलगी िजसस िनि चत रप स इन ह ाप त करन म उनकी दकषता और सति ट बढ़गी आईएमएस कायारन वयन क िलए एक चयिनत णाली का चयन करन क िलए सीजीडी ऑपरटर को सकषम बनाएगी तािक दश म सभी सीजीडी कपिनयो क िलए एक-समान एकीकत बधन णाली हो भावी एकीकत बधन णाली िनम न कार होगी -

() ऐस सभी कषऽो म सीजीडी नटवकर एकीकरण की गणवत ता सिनि चत करना िजसम ितकल पिरणामो की सभावना हो

() सीजीडी नटवकर एकीकरण क अिधक कठोर और व यविः थत बधन को ोत सािहत करना तथा जोिखम को कम करना

() सीजीडी नटवकर क चालन म जनता क सामान य िव वास को बढ़ाना

() सीजीडी नटवकर की आय को इ टतम बनाना िजसम एकीकत बधन योजना (आईएमपी) का अतिनरिहत अनषग कायारन वयन जाच और कपनी ारा समीकषा करन सिहत आकड़ एकऽ करना शािमल हो

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अनसची 2

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) लाग करना 21 सीजीडी नटवकर म महत वपणर पिरसपित तया शािमल होती ह जोिक घनी आबादी वाल कषऽ स दबावयक त ज वलनशील गस का पिरवहन करती ह इसिलए इनम खराबी उत पन न होन पर जनता समदायो और पयारवरण को जोिखम हो सकता ह दसरी ओर सीजीडी नटवकर ततीय पकष स होन वाल बाहरी नकसान स भािवत हो सकता ह और कई मामलो म ऐसा बाहरी नकसान नटवकर का िवफल होना मख य कारण होता ह इसक अलावा घरो म खाना पकान और वाहनो की आवाजाही परी तरह सीजीडी नटवकर पर िनभरर करती ह इसक िवफल होन पर सामान य जन-जीवन बरी तरह भािवत हो सकता ह इसिलए यह जररी ह िक एक ऐसी णाली लाग की जाए िजसम नटवकर की अिधकता उपलब धता सिनि चत हो तथा िवफलता और कषित न यनतम हो 22 सीजीडी नटवकर की एकीकत बधन णाली म सीजीडी नटवकर की िः थित का आकलन करन क िलए एक व यापक और ढाचागत मवकर सभािवत खतरो जोिखमो का आकलन करन तथा सीजीडी नटवकर का सरिकषत और दघरटना रिहत चालन सिनि चत करन क िलए उपशमन काररवाई करन का ावधान िकया गया ह 23 ऐसी िवः तत एकीकत बधन णाली म अिनवायर रप स िनम निलिखत घटक शािमल होत ह -

(क) एकीकत बधन योजना (आईएमपी) इसम आकड़ो का एकऽीकरण और उनकी वधता जोिखमो क कषऽ का आकलन जोिखम का ः तर जोिखम क सदभर म एकीकत का आकलन जोिखम उपशमन आकड़ो को अ तन करना तथा जोिखम का पन आकलन करना शािमल ह

(ख) एकीकत बधन योजना का िन पादन मल याकन यह अपनाई गई एकीकत

बधन योजना की भावकािरता की िनगरानी करन तथा उसम आग सधार करन की एक णाली ह

(ग) सचार योजना इसम आतिरक और बाहरी पिरवश म सचना को

िविनयिमत करन और आकड़ो का आदान-दान करन क िलए एक ढाचागत योजना शािमल होती ह

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(घ) पिरवतरन का बधन यह एकीकत बधन योजना को अ तन बनान क िलए एकीकत बधन योजना म णाली पिरवतरन (तकनीकी भौितक िबयात मक और सगठनात मक पिरवतरन) को शािमल करन की एक िबया ह

(ड) गणवत ता िनयऽण यह एकीकत बधन योजना म पिरभािषत िबया क

िन पादन म गणवत ता की आव यकता को ः थािपत करन की िबया ह इन तत वो का आग अनसची 6 म िवः तत ब यौरा दशारया गया ह

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अनसची 3

सीजीडी णाली का िववरण 31 भौितक िववरण सीजीडी नटवकर क िववरण म अिभकल प िविशि टया लम बाई मख ः थापना ब यौर क सबध म ाथिमक नटवकर ि तीय और ततीय नटवकर का िविश ट िववरण शािमल ह जस

311 उप पारषण पाइपलाइन (एसटीपीएल)

312 नगर गस ः टशन (सीजीएस)

313 गध णाली 314 ः टील पाइपलाइन नटवकर

315 ि तीयक पीई नटवकर 316 ततीयक नटवकर पीई जीआई औरया ताबा

317 िजला िविनयऽण ः टशन (डीआरएस)

318 पथक वाल व (ः टील पीई)

319 मख य सीएनजी ः टशन ndash मख य ऑनलाइन सहायक बः टर ः टशन (डीबीएस)

3110 पथक दबाव िविनयामक ः टशन (आईपीआरएस) सामान य दबाव िविनयामक ः टशन (सीपीआरएस) मीटिरग ः टशन (एमआरएस)

3111 िनयऽण ककष औरया मॉः टर िनयऽण ः टशन (यिद कोई हो)

3112 उपकरण और िव तीय णाली ािप त (यिद कोई हो) 3114 सरकषा उपकरण

3115 माहक आधार (पीएनजी सीएनजी औ ोिगक और वािणिज यक)

32 अन य िववरण

321 अन य भौगोिलक कषऽपाइपलाइनसिवधाओ (यिद उपलब ध हो) क साथ अतराप ठ

322 घटना की िरपोिटग

323 अिभकल प िनमारण चालन रखरखाव आिद स सबिधत लखन पर सचना आिद 324 सािविधक आव यकताए

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अनसची 4

उपयक त एकीकत णाली का चयन 41 सीजीडी नटवकर की एकीकत बधन णाली िन पादन आधािरत आईएमएस या

िनदशात मक आधािरत एकीकत बधन णाली अपना सकती ह जबिक सीजीडी उ ोग को सीजीडी चालनो का काफी अच छा अनभव ाप त िकया ह तथा सीजीडी उ ोग काफी पिरपक व ह अत िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली को वि वक ः तर पर सराहा जाता ह तथािप जहा सीजीडी नटवकर िवकासशील चरण म हो वहा िनदशात मक आधािरत एकीकत बधन णाली की सः तित की जा सकती ह जबिक िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली कपनी क अनभव को मान यता दती ह जो सीजीडी नटवकर का चालन कर रही ह लिकन िनदशात मक कार की एकीकत बधन णाली अिधक कठोर होती ह क योिक इसम सीजीडी नटवकर म असफलता क सबस खराब मामलो और पिरद य उपशमन क सबस खराब मामला पिरद य पर िवचार िकया जाता ह

42 य िप इन िविनयमो म बाद की अनसची व याख या और िन पादन दोनो पर लाग

होती ह वतरमान िविनयम मख यत पयारप त ऐितहािसक एकीकत बधन णाली आकड़ो क अभाव म िनदशात मक पहलओ पर ध यान किन ित िकया जाता ह

43 एकीकत णाली की आदशात मक कित म जोिखम का पता लगान उनक

पिरणामो और उपशमन की मािणत प ित हत ः थािपत िबया का कायारन वयन करन का अिधदश िदया गया ह इसम तकनीकी पहलओ स सबिधत एकीकत बधन योजना तथा पिरवतरन क बधन का आतिरक िवकास करन का भी अिधदश िदया गया ह आज की तारीख म भारत म सीजीडी उ ोग क िवकास क आधार पर आदशात मक कित की एकीकत बधन णाली तयार करन पर िवचार िकया गया ह तािक भारत म सभी सीजीडी नटवकर का कायारन वयन िकया जा सक इसक अलावा सीजीडी उ ोग क पिरपक व होन और पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय गस िवतरण नटवकर क तकनीकी मानको सिहत िविशि टया) िविनयमन 2008 क अनसार पयारप त अिभलख का आकड़ा एकऽ करन पर बोडर ारा सीजीडी नटवकर क िलए िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली की िसफािरश करन हत एक समीकषा णाली पर िवचार िकया जा सकता ह

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अनसची 5

एकीकत आकलन साधन

एकीकत आकलन क कछ साधन नीच िदए गए ह चालक को सीजीडी नटवकर क िलए आईएमएस ाप त करन हत िजतन अिधक साधनो का इः तमाल करन की आव यकता हो करना चािहए यह नोट िकया जाए िक िविश ट उपाय क िलए बसलाइन आकड़ तत काल गणक क रप म चालक क पास उपलब ध होन चािहए (क) त यकष आकलन और मल याकन सीजीडी नटवकर खण डो क बाहरी िहः स पर जग लगन क खतर का पता लगान क िलए बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए) का इः तमाल िकया जा सकता ह बाहरी कषरण त यकष आकलन िबया क िनम निलिखत चार घटक ह

() पवर-आकलन

() िनरीकषण

() जाच और मल याकन

() मल याकन उपरान त

बाहरी जग लगन क त यकष आकलन को लाग करत समय और जब पाइप खल म लगी हो तो कपनी को बाहरी जग लगन क अलावा खतरो (जस यािऽक और कोिटग कषित) की भी जाच करन की सलाह दी जाती ह (ख) बसलाइन मल यो की तलना म मोटाई का आकलन तथा आविधक समीकषा

सभी सीजीडी नटवकर िः कड और दबाव वसल की आविधक मोटाई आकलन तथा बसलाइन मल यो की तलना वषर म एक बार की जानी चािहए (ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण

कथोिडक सरकषा पयारप तता सवकषण कराया जाना चािहए तािक सपणर ः टील नटवकर पाइपलाइनो को शािमल िकया जा सक तािक अपयारप त कथोिडक सरकषा ः तर तथा ः टील पाइपलाइन म अन य अिनयिमतताओ और िवसगितयो का पता लगाया जा सक ऑपरटर ारा उपयक त िबयाओ को ः थािपत िकया जाए तािक पाइपलाइन िवः तार और नवीन पिरयोजनाओ क पयारप त कथोिडक सरकषा ः तर का लखा-जोखा रखा जा सक

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(घ) दबाव परीकषण

कछ खतरो स िनपटत समय ः थापना-पवर ः तर पर ही अखडता का आकलन करन क िलए दबाव परीकषण करना उिचत होता ह दबाव परीकषण िव मान पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर िविनयमो की आव यकता क अनरप होना चािहए एकीकत आकलन क िलए ऐसी अन य प ितयो को भी ऊपर उिल लिखत प ितयो क अलावा सीजीडी कपनी ारा जसा वह उिचत समझ अपनाया जा सकता ह

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अनसची 6

सीजीडी नटवकर क िलए लाग एकीकत बध णाली की रपरखा बनाना मौजदा और नई ाकितक गस सचरण और िवतरण सीजीडी नटवकर क सभी चालक एकीकत बधन कायरबम बनाएग िजसम आव यक योजनाए कायारन वयन अनसची तथा उसक भाव का आकलन करना शािमल होगा तािक सीजीडी नटवकर का सरिकषत और िव वसनीय चालन सिनि चत िकया जा सक यह ः वीकार िकया गया ह िक व यापक सीजीडी नटवकर एकीकत बधन कायरबम िवः तत आकड़ा समह समीकरण और िव लषण पर आधािरत होता ह इसक अलावा एकीकत बधन कायरबम िविनिदर ट प ितयो िबयाओ तथा आकलन और िव लषण क िलए समय-सीमा या एकीकत आकलन योजना की भावकािरता क सबध म कायरबम क िन पादन क आधार पर इनक पिरणामो और उपशमन यासो क अनसार बनाए जा सकत ह बसलाइन और िन पादन आकड़ो क अभाव म एकीकत बधन कायरबम को कायारिन वत करन वाल चालको क िलए यह अिनवायर होगा िक आदशात मक एकीकत बधन कायरबम को ारभ म अपनाया जाए 61 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना सीजीडी नटवकर क भाग क रप म स थािपत सभी सीजीडी नटवकर तथा सब सिवधाओ को सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना म शािमल िकया जाएगा एकीकत बधन योजना की मल िबया का चब (िचऽ-1) म दि ारत िकया गया ह तथा आग का ब योरा यहा नीच िदया गया ह

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नही

हा

नही

हा

िचऽ-1 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना ndash वाह आकित

ारिभक आकड़ा एकऽ करना और उसकी समीकषा करना

खतर की पहचान करना

क या सभी खतरो का मल याकन िकया गया ह

पिरणाम और भाव िव लषण

अनसची 9 क अनसार आईएमएस की समीकषा

जोिखम आकलनमल याकन

एकीकत मल याकन

उपशमन और ितिबया

आकड़ा अ तन बनाना और एकीकरण

क या उपशमन और ितिबया अपिकषत ह

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611 ारिभक आकड़ एकऽीकरण समीकषा और एकीकरण जोिखम आकलन स सबिधत आकड़ो का ः वरप आकलन िकए जा रह खतर क आधार पर िभन न-िभन न होगा सीजीडी नटवकर और सबिधत जानकारी क आकड़ एकऽ करन का एक अिनवायर घटक ह िविश ट आव यकता क अनसार आकड़ उपयरक त भाग म उिल लिखत या अनकिलत िकसी भी रप म हो सकत ह आकड़ ऐस रप म होग जो भावी जोिखम आकलन म सहायक होग यह नोट िकया जाए िक एकीकत बधन कायरबम का कायारन वयन ः वय अितिरक त आकड़ो को एकऽ करगा और उन ह ाथिमकता दगा योजना का वष तक कायारन वयन होन स आकड़ो की माऽा और ः वरप म िवः तार होगा एकिऽत आकड़ जहा तक सभव हो पहचान गए खतरो की योज यता स सबिधत होन चािहए चयिनत आकड़ो क आधार की अनपलब धता एकीकत बधन कायरबम स खतर को िनकालन का कोई औिचत य नही ह आकड़ो क महत व क आधार पर ठोस इजीिनयिरग िनणरय यिद सभव हो तो उपलबध सचना क आधार पर उ ोग क आकड़ो स सब करक तथा जोिखम आकलन क िलए उत क ट प ितयो का इः तमाल करत हए िलया जाए आकड़ एकऽ करन क दौरान चार बातो को ध यान म रखा जाना चािहए 1) आकड़ो को व यविः थत करना

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण िकसी सामान य ः थल पर करना यह िनपट जान वाल जोिखम का पता लगान म मदद करता ह 2) आकड़ो का इितहास

िकसी आकड़ क अः थायी पहलओ का बधन करन की योग यता होना 3) आकड़ो का सामान यीकरण

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण करना िजसस िविभन न पहलओ का िव लषण हो सक 4) आकड़ो की सटीकता और िव वसनीयता

िनणरय लन की कषमता क िलए अपिकषत महत वपणर िनणारयक आकड़

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612 खतर का पता लगाना गस पाइपलाइन सबधी घटना आकड़ो का अतररार शीय पाइपलाइन अनसधान सिमित (पीआरसीआई) ारा िव लिषत और वग करण िकया गया ह जो पाइपलाइन एकीकत क खतर क िलए 22 मल कारणो का ितिनिधत व करती ह चालक ारा सिचत एक कारण OcircअजञातOtilde ह शष 21 खतरो को समय की िनभररता क आधार पर तीन समहो म बाटा गया ह तथा इस आग उनकी कित और िवकास िवशषजञता क अनसार सबिधत असफल यासो को नौ ौिणयो म बाटा गया ह जो िनम न कार ह (I) समय आधािरत खतर

1) बाहरी कषरण

2) आतिरक कषरण

3) दबाव स कषरणमः त ः थानो का टटना (II) ः थायी खतर

4) िनमारण सबधी दोष

i पाइप की सीवन म दोष

ii दोषपणर पाइप

5) विल डगिकशन स सबिधत

i दोषपणर पाइप पिरिध वल ड

ii दोषपणर फीकशन वल ड

iii मोड म िसकड़न या बकल

iv उधड़ धागटटी पाइपयग मन असफलता

6) उपकरण

i गःकट ओ-िरग म खराबी

ii िनयऽणराहत उपकरण खराबी

iii सील पप पिकग म खराबी

iv िविवध (III) समय आधािरत खतर

7) ततीय पकषयािऽक कषित i थम ि तीय ततीय पकष ारा पहचाई गई कषित (तात कािलकतत काल

खराबी होना)

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ii पहल स कषितमः त पाइप (िवलिबत असफलता णाली)

iii तोड़फोड़ करना

iv चहो ारा काटना

v इलिक शक आकर बनाना 8) गलत चालन िबया

9) मौसम सबिधत और बाहरी शिक त

i मौसम स सबिधत

ii िबजली िगरना

iii भारी वषार या बाढ़ आना

iv पथ वी की हलचल उपयरक त क अलावा भिम की प ित क आधार पर कछ अन य जोिखम भी लाग होग i खाड़ी कषऽ भाव

ii कीचड़दार भिम भाव

iii नदी क अदर की हलचल सीजीडी कपनी अपन नटवकर म खतरो का पता लगान क िलए अपनी िनजी प ित या आकड़ो क ॐोत को चन सकती ह कछ आकड़ो का ॐोत िनम निलिखत हो सकता ह -

- िपछली तकनीकी लखा-परीकषािनरीकषण िरपोट

- कथोिडक सरकषा णाली सवकषण और िनगरानी िरपोट

- घटना की जाच और मल कारणो का पता लगान क िलए िव लषणो का िरकाडर

- दघरटना या अवसर आधािरत खदाई और िनरीकषण

- सीजीडी नटवकर कषित और दोष िरपोट

- मरम मत और रखरखाव कायरकलाप

- िनयिमत और िपछल चालन सबधी आकड़

- अिभकल प (मागर सवकषण िरकाडर) िनमारण चालन एव रखरखाविनगरानीग त क दौरान पता लगाए गए जोिखमो का रिजः टर

- िनमारण और रखरखाव अिभलख (अनरकषण बकलॉग सिहत) इितहास िनमारण की प ित जाच और िनरीकषण आकड़ आिद

- िविभन न शीष क अतगरत कपनी की आतिरक िविशि टया

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- पाइिपग और इस मटशन डॉयमाम पाइप-बक िडजाइन और िविनमारण दः तावज िनिमरत दः तावज और साइगो आिद जस िरकाड तथा भौगोिलक सचना णाली क योग ारा सीजीडी नटवकर डॉटा

- णाली सशोधन िरकाडर तथा इितहास - मल उपकरण िविनमारताओ और आपितरकतारओ तथा अन य मािणत ततीय

पकषो क साथ परामशर

यह नोट िकया जाए िक उपयरक त सची कवल िनदशात मक ह और सीजीडी कपनी अपन अनभव और ठोस िनणरय क आधार पर आकड़ो क िकसी रप का योग करन क िलए ः वतऽ ह इसक अलावा नटवकर स जड़ जोिखम का सीजीडी कपनी की सिवधानसार िव लषण िकया जाए जो नटवकर क खतरो और एकरपता क कार क िवगत अनभव पर आधािरत हो 613 पिरणाम और भाव िव लषण एक बार खतरनाक घटनाओ की पहचान होन पर जोिखम िव लषण म अगला कदम उनक पिरणामो का िव लषण होता ह अथारत सभी पहचान िकए गए जोिखमो स जनता सपित त और पयारवरण को होन वाल नकसान की िवशालता का अनमान लगाना इन पिरणामो म िरसाव अिग नकाड िवः फोट गस का बादल बनना आिद शािमल होता ह गिणतीय मॉडल उदाहरण क िलए पिरणाम मॉडल का इः तमाल करक पिरणाम आकलन को परा िकया जा सकता ह

उच च पिरणाम कषऽ (एचसीए) की पहचान - उच च पिरणाम कषऽो क मानदड को परा करन क िलए सीजीडी नटवकर क ः थलो की पहचान की जाती ह सामान यतया य अत यिधक आबादी वाल कषऽ होत ह उक त सिवधाओ को खाली करना किठन होता ह (जस अः पताल या ः कल) तथा ऐस ः थल जहा भीड़ जटती ह (जस पजा ः थल कायारलय भवन या कषऽ) सभािवत भाव कषऽ क सबध म िवः तत जानकारी क िलए एएसएमई बी 318 एस क खण ड स 32 का सदभर ल

614 जोिखम बधन और जोिखम आकलन

एकिऽत आकड़ो का योग सीजीडी नटवकर और सबिधत सिवधाओ का जोिखम आकलन करन क िलए िकया जाता ह ऐसी अनक जोिखम आकलन प ितया ह िजन ह उपलब ध आकड़ो और जोिखम की कित क आधार पर लाग िकया जा सकता ह सीजीडी कपनी

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को णाली की आव यकताओ को परा करन क िलए प ित को अपन अनरप बनाना चािहए जोिखम आकलन सीजीडी कपिनयो को आकड़ और सचना को व यविः थत करन म मदद करता ह तािक व अपन कायरकलापो की ाथिमकता पर योजनाए बना सक जोिखम आकलन करन म त यक जोिखम क िलए घटना और पिरणाम की सभावना तथा व यिक तगत जोिखम दर को िवचाराथर अितम जोिखम दर ाप त करक जोड़ा जाना चािहए

जोिखम दर = सभािवत दर x पिरणाम दर

सभािवत दर - सभािवत दर को उ ोग अनभव और कपनी क िवगत अनभव क आधार पर घटना की सभाव यता क िलए उपयक त माऽात मक मल य दत हए िनधारिरत िकया जाए

उदाहरण क िलए सभािवत माऽा दर 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 लाग की जाए और सभाव यताओ का साप तािहक मािसक छमाही वािषरक आिद क अनसार िव लषण िकया जाए घटना की सभावना क बढ़न पर दर बढ़ा दी जानी चािहए

पिरणाम दर - इसी कार पिरणाम दर को उपयक त माऽात मक मल य को जोिखम घटन

क पिरणाम क अनसार िनधारिरत िकया जाए और इस लोगो पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव दखकर व यिक तगत रप स बनाया जाता ह एक सीजीडी कपनी इनम स लाग कई तथ यो पर िवचार कर सकती ह या अपकषा क अनसार अितिरक त तथ यो को पिरभािषत कर सकती ह

उदाहरण क िलए त यक ौणी (जनता पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव) को 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 तक की माऽा की पिरणाम दर क अनसार लाग िकया जाए और इनम स उच च दर को िवचाराधीन पिरणाम दर क रप म िलया जाना चािहए उदाहरण क िलए लोगो पर भाव को मामली या बड़ी चोट एक या अिधक हताहतो आिद क रप म पिरभािषत िकया जा सकता ह इसी कार व यावसाियक हािन को बढ़त हए आिथरक क िलए िवशषीकत िकया जा सकता ह भाव क बढ़न पर दर बढ़त बम म होनी चािहए उपयरक त क अनसार जोिखम आकलन मॉडल सीजीडी नटवकर या सकाय क अदर जोिखमो की कित और ः थलो क बार म बहतर समझ बनान म मदद करता ह लिकन कवल जोिखम आकलन प ित पर ही परी तरह भरोसा नही िकया जा सकता िजसस जोिखम आकलन का पता लगान या जञात जोिखमो का पता लगान या उनका उपशमन करन का

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पता चल सक जोिखम आकलन प ित का योग जानकारी अनभवी कािमरको (िवषय स सबिधत िवशषजञो और दकषता स पिरिचत लोगो) क सदभर म िकया जाना चािहए अितिरक त आकड़ा घटको का िनगमन या दकषता आकड़ो म पिरवतरन जोिखम आकलन िबया का अिभन न अग ह जोिखम दर की समीकषा की जानी चािहए और पवर-िनधारिरत हः तकषप या जब अितिरक त आकड़ या सचना उपलब ध होती ह क बाद आव यक पिरवतरन िकए जाएग िनयिमत अ तन कायर सिनि चत करन क िलए मख णाली पिरवतरनो और आशोधनो क िलए भावी िबया ः थािपत की जाएगी जो णाली की जोिखम दर को भािवत कर सकत ह और यह पिरवतरन करन क बाद जोिखम आकलन िबया को शािमल करगा

जोिखम आकलन क िहः स क रप म कपनी को िनम निलिखत कायरकलाप लाग करन चािहए -

() िवतरण पाइपलाइनो क िलए कथोिडक सरकषा णाली और सीपी पयारप तता सवकषण करना तथा जोिखम ः तरो क आधार पर पता लगाई गई अिनयिमतताओ का वग करण करना

() पिरसपित तयो (पिरसपित त ितः थापन कायरकलाप की जानकारी क रप म) क जोिखम ः तर का पता लगान क िलए समय-समय पर िव लषण करना

() सभी सिचत पिरसपित त सबिधत घटनाओ और िन कष क िलए जोिखम िव लषण और आकलन (ासिगक ः टील पाइपलाइन और एमडीपीई दशरन या खदाई सिहत)

() पिरसपित तयो की जञात जोिखमो का एक रिजः टर तयार करना रखरखाव करना तथा अ तन बनाना िजसम उनकी जोिखम दर शािमल हो

ाथिमकता म ाय जोिखम दर को घटत बम म बाटना शािमल ह ारिभक यासो और जाच योजनो क िलए जोिखम पिरणामो का उच च-मध यम-न यन आधार पर या सािख यकीय मल य क रप म मल याकन िकया जा सकता ह जब खण डो की समान जोिखम क साथ तलना की जाए तो असफलता की सभावना और उसक पिरणामो पर अलग स िवचार िकया जाए सब उपलब धता (वाह बद िवकल प) सिहत तथ य तथा णाली ापट आव यकताए भी ाथिमकता को भािवत कर सकती ह

21

615 एकीकत आकलन सीजीडी खण ड क एकीकत का आकलन करन क िलए िपछल खड क अनसार सवारिधक महत वपणर जोिखम और खतर का समाधान करन और उपयक त एकीकत आकलन प ित का िनधाररण करन क िलए एक योजना बनाई जानी चािहए एकीकत आकलन क िलए िनम निलिखत प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह (क) टी4एस मानको क अनसार जाच दबाव की ः थापना स पवर हाइसोजन जाच करना (ख) बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए)

(ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण आिद इन िविनयमो की अनसची 5 म िविभन न अखण डता आकलन प ितयो का सिकषप त िववरण भी उपलब ध करवाया गया ह उपयक त अखण डता आकलन प ित का चयन सबस महत वपणर खतरो पर आधािरत होगा जहा कोई िवशष खण ड अितसवदनशील हो सीजीडी नटवकर क िविश ट खतरो क आधार पर एक या अिधक एकीकत आकलन प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह सीजीडी नटवकर णाली का चालक त यक खतर और जोिखम क िलए सवारिधक उपयक त एकीकत आकलन प ित का एक चाटर बनाएगा और उसका समय-समय पर आकलन करगा चालक ऐस आकलन क िलए उपयक त िविशि टया और गणवत ता िनयऽण योजना भी बनाएगा आकलन की भावकािरता ः थािपत करन क बाद आकलन की समयाविध म आग सशोधन िकया जाना चािहए बशत िक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 तथा अन य सगत िविनयम शािमल हो 616 ितिबया और उपशमन

इस खण ड म िनरीकषण मरम मत कायरकलापो ारा ाप त सकतको की ितिबया की अनसची शािमल ह उक त असरिकषत िः थित सीजीडी नटवकर की अखण डता क खतर को कम या समाप त करन क िलए िनवारक काररवाई म सधार या समािप त को भािवत कर सकती ह तथा भावी िनरीकषण अतराल बना सकती ह ऐसी ितिबया को तत काल कायारिन वत िकया जाए जो िनधारिरत समयाविध या णाली म शािमल हो िजनकी िनरीकषण पिरणाम क आधार पर सरलता स िनगरानी की जा सकती ह

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कछ उपशमन काररवाई की सची नीच दी गई ह - (क) कथोिडक सरकषा क पयारप तता ः तर को बढ़ान सबधी काररवाई जस कथोिडक सरकषा

क मौजदा ः तर म वि अितिरक त कषमता की ः थापना आिद

(ख) िव लषण िन कषर क आधार पर पिरसपित तयो को बदलनाउनकी मरम मत

(ग) काररवाई करन पर िनणरय लन क िलए उपकरण आपितरकतारओ क साथ परामशर करना

सकषप म उपशमन काररवाई क िलए िनम निलिखत दि टकोण अपनाया जाए

महत वपणर कायरकलाप या कायरकलाप सामान य रप स

िकए शर िकए गए कायरकलाप िवशष ध यान िदए

जान की आव यकता महत वपणर कायरकलापो की योजनाओ की कपनी ारा समय-समय पर समीकषा की जानी चािहए तािक एकीकत बधन को भािवत करन वाल सगठनात मक और बाहरी कारको म ससाधन (साधन) आव यकता तथा आव यक पिरवतरन िकया जा सक 62 िन पादन योजना त यक सीजीडी कपनी उपयक त िन पादन सकतको को पिरभािषत करगी िजसस कपनी की पिरसपित तयो क िविभन न पहलओ क एकीकत ः तरो की िः थित की िनगरानी की जा सक पवर पिरभािषत लआ यो की तलना म इन सकतको की (आविधक आधार पर) िनयिमत िनगरानी पिरसपित त िन पादन की भावकािरता का आकलन करन म मदद करती ह कपनी अपनी िनजी णाली क अतगरत एकीकत बधन कायरबम क िन पादन की णाली तथा उ ोग-व यापी आधार पर अन य णािलयो क साथ इसकी तलना भी कर सकती ह

एकीकत आकलन पिरणाम

परवितरत वािषरक रखरखाव योजनाओ म अितिरक त बारबारता या काररवाई को शािमल करना

मल याकन की गई उपशमन

ऐस सभी महत वपणर या िवशष कायरकलापो क िलए योजनाए बनाना और उन ह बाद की व यावसाियक और वािषरक योजनाओ म शािमल करना िजसम ससाधनो का आबटन करना भी शािमल हो

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ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

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8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

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गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

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अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

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अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

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73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

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अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

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अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

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पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

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पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

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पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

4

सीजीडी नटवकर का चालन और रखरखाव करन वाली कपनी म योग य जनशिक त पिरिश ट-III म दशारए गए अनसार होगी 7 दोष और पिरणाम

(1) इन िनयमो क ावधानो का अनपालन इन िविनयमो म दशारई गई अनसची-7 और अनसची-8 सिहत पिरिश ट-II क सयोजन क रप म िकया जाएगा

(2) इन िविनयमो म िविनिदर ट अनसार एकीकत बधन णाली को

कायारिन वत करन म यिद कोई िवपथन या कमी होती ह तो कपिनया िनम निलिखत पिरणामो का सामना करन क िलए िजम मदार होगी नामत-

(i) कपनी को िनधारिरत समय-सीमा म त यक कायरकलाप को परा

करना होगा और यिद िकसी एक या अिधक कायरकलाप की ािप त म कोई कमी पाई जाती ह तो कपनी बोडर की ः वीकित क िलए समय-सीमा क अदर कोई उपशमन योजना भी ः तत करगी तथा बोडर अनमय समय-सीमा म सभी किमयो को परा करगी तथा यिद कपनी बोडर ारा िनधारिरत समय-सीमा म िनधारिरत कायरकलापो को परा करन म असफल रहती ह तो अिधिनयम क सगत दण डात मक ावधान लाग होग

(ii) यिद कपनी एकीकत बधन णाली को कायारिन वत करन म असफल रहती ह तो बोडर ऐसी चक करन वाली कपनी को एक नोिटस जारी कर सकता ह और उस एकीकत बधन णाली क ावधानो को कायारिन वत करन क िलए उपयक त समय दान कर सकता ह तथा यिद कपनी िनधारिरत समय म अनपालन करन म असफल रहती ह तो अिधिनयम और िविनयमो क सगत ावधान लाग होग

5

8 अन य काननो क अतगरत आव यकता

यह आव यक होगा िक िव मान सभी सािविधक िनयमो िविनयमो और अिधिनयमो का अनपालन िकया जाए तथा सीजीडी नटवकर क िलए सगत सकषम ािधकािरयो स अपिकषत अनमोदन ाप त िकया जाए 9 िविवध (1) इन िविनयमो म िनिहत ावधानो का कायारन वयन करन म यिद िकसी कपनी ारा

िकसी समः या का सामना िकया जा रहा ह तो कपनी आव यक व यवः था क िलए बोडर स सपकर कर सकती ह

(2) बोडर समय-समय पर नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए

एकीकत बधन णाली स सबिधत िदशा-िनदश जारी कर सकता ह

6

अनसची (दख िविनयम 6)

अनसची

उ य एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का उ य पयारवरण की सावरजिनक सरकषा करना सीजीडी नटवकर की अिधकतम उपलब धता सिनि चत करन क साथ-साथ गस नटवकर क चालनो स सब व यवसाय जोिखमो को न यनतम करना ह एकीकत बधन णाली की उपलब धता स एकीकत काय म लग व यावसाियको और तकनीिशयनो को अल प मध यम और दीघारविध कषऽ म कायर योजनाओ और लआ यो को ः प ट रप स ः थािपत करन म मदद िमलगी िजसस िनि चत रप स इन ह ाप त करन म उनकी दकषता और सति ट बढ़गी आईएमएस कायारन वयन क िलए एक चयिनत णाली का चयन करन क िलए सीजीडी ऑपरटर को सकषम बनाएगी तािक दश म सभी सीजीडी कपिनयो क िलए एक-समान एकीकत बधन णाली हो भावी एकीकत बधन णाली िनम न कार होगी -

() ऐस सभी कषऽो म सीजीडी नटवकर एकीकरण की गणवत ता सिनि चत करना िजसम ितकल पिरणामो की सभावना हो

() सीजीडी नटवकर एकीकरण क अिधक कठोर और व यविः थत बधन को ोत सािहत करना तथा जोिखम को कम करना

() सीजीडी नटवकर क चालन म जनता क सामान य िव वास को बढ़ाना

() सीजीडी नटवकर की आय को इ टतम बनाना िजसम एकीकत बधन योजना (आईएमपी) का अतिनरिहत अनषग कायारन वयन जाच और कपनी ारा समीकषा करन सिहत आकड़ एकऽ करना शािमल हो

7

अनसची 2

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) लाग करना 21 सीजीडी नटवकर म महत वपणर पिरसपित तया शािमल होती ह जोिक घनी आबादी वाल कषऽ स दबावयक त ज वलनशील गस का पिरवहन करती ह इसिलए इनम खराबी उत पन न होन पर जनता समदायो और पयारवरण को जोिखम हो सकता ह दसरी ओर सीजीडी नटवकर ततीय पकष स होन वाल बाहरी नकसान स भािवत हो सकता ह और कई मामलो म ऐसा बाहरी नकसान नटवकर का िवफल होना मख य कारण होता ह इसक अलावा घरो म खाना पकान और वाहनो की आवाजाही परी तरह सीजीडी नटवकर पर िनभरर करती ह इसक िवफल होन पर सामान य जन-जीवन बरी तरह भािवत हो सकता ह इसिलए यह जररी ह िक एक ऐसी णाली लाग की जाए िजसम नटवकर की अिधकता उपलब धता सिनि चत हो तथा िवफलता और कषित न यनतम हो 22 सीजीडी नटवकर की एकीकत बधन णाली म सीजीडी नटवकर की िः थित का आकलन करन क िलए एक व यापक और ढाचागत मवकर सभािवत खतरो जोिखमो का आकलन करन तथा सीजीडी नटवकर का सरिकषत और दघरटना रिहत चालन सिनि चत करन क िलए उपशमन काररवाई करन का ावधान िकया गया ह 23 ऐसी िवः तत एकीकत बधन णाली म अिनवायर रप स िनम निलिखत घटक शािमल होत ह -

(क) एकीकत बधन योजना (आईएमपी) इसम आकड़ो का एकऽीकरण और उनकी वधता जोिखमो क कषऽ का आकलन जोिखम का ः तर जोिखम क सदभर म एकीकत का आकलन जोिखम उपशमन आकड़ो को अ तन करना तथा जोिखम का पन आकलन करना शािमल ह

(ख) एकीकत बधन योजना का िन पादन मल याकन यह अपनाई गई एकीकत

बधन योजना की भावकािरता की िनगरानी करन तथा उसम आग सधार करन की एक णाली ह

(ग) सचार योजना इसम आतिरक और बाहरी पिरवश म सचना को

िविनयिमत करन और आकड़ो का आदान-दान करन क िलए एक ढाचागत योजना शािमल होती ह

8

(घ) पिरवतरन का बधन यह एकीकत बधन योजना को अ तन बनान क िलए एकीकत बधन योजना म णाली पिरवतरन (तकनीकी भौितक िबयात मक और सगठनात मक पिरवतरन) को शािमल करन की एक िबया ह

(ड) गणवत ता िनयऽण यह एकीकत बधन योजना म पिरभािषत िबया क

िन पादन म गणवत ता की आव यकता को ः थािपत करन की िबया ह इन तत वो का आग अनसची 6 म िवः तत ब यौरा दशारया गया ह

9

अनसची 3

सीजीडी णाली का िववरण 31 भौितक िववरण सीजीडी नटवकर क िववरण म अिभकल प िविशि टया लम बाई मख ः थापना ब यौर क सबध म ाथिमक नटवकर ि तीय और ततीय नटवकर का िविश ट िववरण शािमल ह जस

311 उप पारषण पाइपलाइन (एसटीपीएल)

312 नगर गस ः टशन (सीजीएस)

313 गध णाली 314 ः टील पाइपलाइन नटवकर

315 ि तीयक पीई नटवकर 316 ततीयक नटवकर पीई जीआई औरया ताबा

317 िजला िविनयऽण ः टशन (डीआरएस)

318 पथक वाल व (ः टील पीई)

319 मख य सीएनजी ः टशन ndash मख य ऑनलाइन सहायक बः टर ः टशन (डीबीएस)

3110 पथक दबाव िविनयामक ः टशन (आईपीआरएस) सामान य दबाव िविनयामक ः टशन (सीपीआरएस) मीटिरग ः टशन (एमआरएस)

3111 िनयऽण ककष औरया मॉः टर िनयऽण ः टशन (यिद कोई हो)

3112 उपकरण और िव तीय णाली ािप त (यिद कोई हो) 3114 सरकषा उपकरण

3115 माहक आधार (पीएनजी सीएनजी औ ोिगक और वािणिज यक)

32 अन य िववरण

321 अन य भौगोिलक कषऽपाइपलाइनसिवधाओ (यिद उपलब ध हो) क साथ अतराप ठ

322 घटना की िरपोिटग

323 अिभकल प िनमारण चालन रखरखाव आिद स सबिधत लखन पर सचना आिद 324 सािविधक आव यकताए

10

अनसची 4

उपयक त एकीकत णाली का चयन 41 सीजीडी नटवकर की एकीकत बधन णाली िन पादन आधािरत आईएमएस या

िनदशात मक आधािरत एकीकत बधन णाली अपना सकती ह जबिक सीजीडी उ ोग को सीजीडी चालनो का काफी अच छा अनभव ाप त िकया ह तथा सीजीडी उ ोग काफी पिरपक व ह अत िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली को वि वक ः तर पर सराहा जाता ह तथािप जहा सीजीडी नटवकर िवकासशील चरण म हो वहा िनदशात मक आधािरत एकीकत बधन णाली की सः तित की जा सकती ह जबिक िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली कपनी क अनभव को मान यता दती ह जो सीजीडी नटवकर का चालन कर रही ह लिकन िनदशात मक कार की एकीकत बधन णाली अिधक कठोर होती ह क योिक इसम सीजीडी नटवकर म असफलता क सबस खराब मामलो और पिरद य उपशमन क सबस खराब मामला पिरद य पर िवचार िकया जाता ह

42 य िप इन िविनयमो म बाद की अनसची व याख या और िन पादन दोनो पर लाग

होती ह वतरमान िविनयम मख यत पयारप त ऐितहािसक एकीकत बधन णाली आकड़ो क अभाव म िनदशात मक पहलओ पर ध यान किन ित िकया जाता ह

43 एकीकत णाली की आदशात मक कित म जोिखम का पता लगान उनक

पिरणामो और उपशमन की मािणत प ित हत ः थािपत िबया का कायारन वयन करन का अिधदश िदया गया ह इसम तकनीकी पहलओ स सबिधत एकीकत बधन योजना तथा पिरवतरन क बधन का आतिरक िवकास करन का भी अिधदश िदया गया ह आज की तारीख म भारत म सीजीडी उ ोग क िवकास क आधार पर आदशात मक कित की एकीकत बधन णाली तयार करन पर िवचार िकया गया ह तािक भारत म सभी सीजीडी नटवकर का कायारन वयन िकया जा सक इसक अलावा सीजीडी उ ोग क पिरपक व होन और पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय गस िवतरण नटवकर क तकनीकी मानको सिहत िविशि टया) िविनयमन 2008 क अनसार पयारप त अिभलख का आकड़ा एकऽ करन पर बोडर ारा सीजीडी नटवकर क िलए िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली की िसफािरश करन हत एक समीकषा णाली पर िवचार िकया जा सकता ह

11

अनसची 5

एकीकत आकलन साधन

एकीकत आकलन क कछ साधन नीच िदए गए ह चालक को सीजीडी नटवकर क िलए आईएमएस ाप त करन हत िजतन अिधक साधनो का इः तमाल करन की आव यकता हो करना चािहए यह नोट िकया जाए िक िविश ट उपाय क िलए बसलाइन आकड़ तत काल गणक क रप म चालक क पास उपलब ध होन चािहए (क) त यकष आकलन और मल याकन सीजीडी नटवकर खण डो क बाहरी िहः स पर जग लगन क खतर का पता लगान क िलए बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए) का इः तमाल िकया जा सकता ह बाहरी कषरण त यकष आकलन िबया क िनम निलिखत चार घटक ह

() पवर-आकलन

() िनरीकषण

() जाच और मल याकन

() मल याकन उपरान त

बाहरी जग लगन क त यकष आकलन को लाग करत समय और जब पाइप खल म लगी हो तो कपनी को बाहरी जग लगन क अलावा खतरो (जस यािऽक और कोिटग कषित) की भी जाच करन की सलाह दी जाती ह (ख) बसलाइन मल यो की तलना म मोटाई का आकलन तथा आविधक समीकषा

सभी सीजीडी नटवकर िः कड और दबाव वसल की आविधक मोटाई आकलन तथा बसलाइन मल यो की तलना वषर म एक बार की जानी चािहए (ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण

कथोिडक सरकषा पयारप तता सवकषण कराया जाना चािहए तािक सपणर ः टील नटवकर पाइपलाइनो को शािमल िकया जा सक तािक अपयारप त कथोिडक सरकषा ः तर तथा ः टील पाइपलाइन म अन य अिनयिमतताओ और िवसगितयो का पता लगाया जा सक ऑपरटर ारा उपयक त िबयाओ को ः थािपत िकया जाए तािक पाइपलाइन िवः तार और नवीन पिरयोजनाओ क पयारप त कथोिडक सरकषा ः तर का लखा-जोखा रखा जा सक

12

(घ) दबाव परीकषण

कछ खतरो स िनपटत समय ः थापना-पवर ः तर पर ही अखडता का आकलन करन क िलए दबाव परीकषण करना उिचत होता ह दबाव परीकषण िव मान पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर िविनयमो की आव यकता क अनरप होना चािहए एकीकत आकलन क िलए ऐसी अन य प ितयो को भी ऊपर उिल लिखत प ितयो क अलावा सीजीडी कपनी ारा जसा वह उिचत समझ अपनाया जा सकता ह

13

अनसची 6

सीजीडी नटवकर क िलए लाग एकीकत बध णाली की रपरखा बनाना मौजदा और नई ाकितक गस सचरण और िवतरण सीजीडी नटवकर क सभी चालक एकीकत बधन कायरबम बनाएग िजसम आव यक योजनाए कायारन वयन अनसची तथा उसक भाव का आकलन करना शािमल होगा तािक सीजीडी नटवकर का सरिकषत और िव वसनीय चालन सिनि चत िकया जा सक यह ः वीकार िकया गया ह िक व यापक सीजीडी नटवकर एकीकत बधन कायरबम िवः तत आकड़ा समह समीकरण और िव लषण पर आधािरत होता ह इसक अलावा एकीकत बधन कायरबम िविनिदर ट प ितयो िबयाओ तथा आकलन और िव लषण क िलए समय-सीमा या एकीकत आकलन योजना की भावकािरता क सबध म कायरबम क िन पादन क आधार पर इनक पिरणामो और उपशमन यासो क अनसार बनाए जा सकत ह बसलाइन और िन पादन आकड़ो क अभाव म एकीकत बधन कायरबम को कायारिन वत करन वाल चालको क िलए यह अिनवायर होगा िक आदशात मक एकीकत बधन कायरबम को ारभ म अपनाया जाए 61 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना सीजीडी नटवकर क भाग क रप म स थािपत सभी सीजीडी नटवकर तथा सब सिवधाओ को सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना म शािमल िकया जाएगा एकीकत बधन योजना की मल िबया का चब (िचऽ-1) म दि ारत िकया गया ह तथा आग का ब योरा यहा नीच िदया गया ह

14

नही

हा

नही

हा

िचऽ-1 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना ndash वाह आकित

ारिभक आकड़ा एकऽ करना और उसकी समीकषा करना

खतर की पहचान करना

क या सभी खतरो का मल याकन िकया गया ह

पिरणाम और भाव िव लषण

अनसची 9 क अनसार आईएमएस की समीकषा

जोिखम आकलनमल याकन

एकीकत मल याकन

उपशमन और ितिबया

आकड़ा अ तन बनाना और एकीकरण

क या उपशमन और ितिबया अपिकषत ह

15

611 ारिभक आकड़ एकऽीकरण समीकषा और एकीकरण जोिखम आकलन स सबिधत आकड़ो का ः वरप आकलन िकए जा रह खतर क आधार पर िभन न-िभन न होगा सीजीडी नटवकर और सबिधत जानकारी क आकड़ एकऽ करन का एक अिनवायर घटक ह िविश ट आव यकता क अनसार आकड़ उपयरक त भाग म उिल लिखत या अनकिलत िकसी भी रप म हो सकत ह आकड़ ऐस रप म होग जो भावी जोिखम आकलन म सहायक होग यह नोट िकया जाए िक एकीकत बधन कायरबम का कायारन वयन ः वय अितिरक त आकड़ो को एकऽ करगा और उन ह ाथिमकता दगा योजना का वष तक कायारन वयन होन स आकड़ो की माऽा और ः वरप म िवः तार होगा एकिऽत आकड़ जहा तक सभव हो पहचान गए खतरो की योज यता स सबिधत होन चािहए चयिनत आकड़ो क आधार की अनपलब धता एकीकत बधन कायरबम स खतर को िनकालन का कोई औिचत य नही ह आकड़ो क महत व क आधार पर ठोस इजीिनयिरग िनणरय यिद सभव हो तो उपलबध सचना क आधार पर उ ोग क आकड़ो स सब करक तथा जोिखम आकलन क िलए उत क ट प ितयो का इः तमाल करत हए िलया जाए आकड़ एकऽ करन क दौरान चार बातो को ध यान म रखा जाना चािहए 1) आकड़ो को व यविः थत करना

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण िकसी सामान य ः थल पर करना यह िनपट जान वाल जोिखम का पता लगान म मदद करता ह 2) आकड़ो का इितहास

िकसी आकड़ क अः थायी पहलओ का बधन करन की योग यता होना 3) आकड़ो का सामान यीकरण

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण करना िजसस िविभन न पहलओ का िव लषण हो सक 4) आकड़ो की सटीकता और िव वसनीयता

िनणरय लन की कषमता क िलए अपिकषत महत वपणर िनणारयक आकड़

16

612 खतर का पता लगाना गस पाइपलाइन सबधी घटना आकड़ो का अतररार शीय पाइपलाइन अनसधान सिमित (पीआरसीआई) ारा िव लिषत और वग करण िकया गया ह जो पाइपलाइन एकीकत क खतर क िलए 22 मल कारणो का ितिनिधत व करती ह चालक ारा सिचत एक कारण OcircअजञातOtilde ह शष 21 खतरो को समय की िनभररता क आधार पर तीन समहो म बाटा गया ह तथा इस आग उनकी कित और िवकास िवशषजञता क अनसार सबिधत असफल यासो को नौ ौिणयो म बाटा गया ह जो िनम न कार ह (I) समय आधािरत खतर

1) बाहरी कषरण

2) आतिरक कषरण

3) दबाव स कषरणमः त ः थानो का टटना (II) ः थायी खतर

4) िनमारण सबधी दोष

i पाइप की सीवन म दोष

ii दोषपणर पाइप

5) विल डगिकशन स सबिधत

i दोषपणर पाइप पिरिध वल ड

ii दोषपणर फीकशन वल ड

iii मोड म िसकड़न या बकल

iv उधड़ धागटटी पाइपयग मन असफलता

6) उपकरण

i गःकट ओ-िरग म खराबी

ii िनयऽणराहत उपकरण खराबी

iii सील पप पिकग म खराबी

iv िविवध (III) समय आधािरत खतर

7) ततीय पकषयािऽक कषित i थम ि तीय ततीय पकष ारा पहचाई गई कषित (तात कािलकतत काल

खराबी होना)

17

ii पहल स कषितमः त पाइप (िवलिबत असफलता णाली)

iii तोड़फोड़ करना

iv चहो ारा काटना

v इलिक शक आकर बनाना 8) गलत चालन िबया

9) मौसम सबिधत और बाहरी शिक त

i मौसम स सबिधत

ii िबजली िगरना

iii भारी वषार या बाढ़ आना

iv पथ वी की हलचल उपयरक त क अलावा भिम की प ित क आधार पर कछ अन य जोिखम भी लाग होग i खाड़ी कषऽ भाव

ii कीचड़दार भिम भाव

iii नदी क अदर की हलचल सीजीडी कपनी अपन नटवकर म खतरो का पता लगान क िलए अपनी िनजी प ित या आकड़ो क ॐोत को चन सकती ह कछ आकड़ो का ॐोत िनम निलिखत हो सकता ह -

- िपछली तकनीकी लखा-परीकषािनरीकषण िरपोट

- कथोिडक सरकषा णाली सवकषण और िनगरानी िरपोट

- घटना की जाच और मल कारणो का पता लगान क िलए िव लषणो का िरकाडर

- दघरटना या अवसर आधािरत खदाई और िनरीकषण

- सीजीडी नटवकर कषित और दोष िरपोट

- मरम मत और रखरखाव कायरकलाप

- िनयिमत और िपछल चालन सबधी आकड़

- अिभकल प (मागर सवकषण िरकाडर) िनमारण चालन एव रखरखाविनगरानीग त क दौरान पता लगाए गए जोिखमो का रिजः टर

- िनमारण और रखरखाव अिभलख (अनरकषण बकलॉग सिहत) इितहास िनमारण की प ित जाच और िनरीकषण आकड़ आिद

- िविभन न शीष क अतगरत कपनी की आतिरक िविशि टया

18

- पाइिपग और इस मटशन डॉयमाम पाइप-बक िडजाइन और िविनमारण दः तावज िनिमरत दः तावज और साइगो आिद जस िरकाड तथा भौगोिलक सचना णाली क योग ारा सीजीडी नटवकर डॉटा

- णाली सशोधन िरकाडर तथा इितहास - मल उपकरण िविनमारताओ और आपितरकतारओ तथा अन य मािणत ततीय

पकषो क साथ परामशर

यह नोट िकया जाए िक उपयरक त सची कवल िनदशात मक ह और सीजीडी कपनी अपन अनभव और ठोस िनणरय क आधार पर आकड़ो क िकसी रप का योग करन क िलए ः वतऽ ह इसक अलावा नटवकर स जड़ जोिखम का सीजीडी कपनी की सिवधानसार िव लषण िकया जाए जो नटवकर क खतरो और एकरपता क कार क िवगत अनभव पर आधािरत हो 613 पिरणाम और भाव िव लषण एक बार खतरनाक घटनाओ की पहचान होन पर जोिखम िव लषण म अगला कदम उनक पिरणामो का िव लषण होता ह अथारत सभी पहचान िकए गए जोिखमो स जनता सपित त और पयारवरण को होन वाल नकसान की िवशालता का अनमान लगाना इन पिरणामो म िरसाव अिग नकाड िवः फोट गस का बादल बनना आिद शािमल होता ह गिणतीय मॉडल उदाहरण क िलए पिरणाम मॉडल का इः तमाल करक पिरणाम आकलन को परा िकया जा सकता ह

उच च पिरणाम कषऽ (एचसीए) की पहचान - उच च पिरणाम कषऽो क मानदड को परा करन क िलए सीजीडी नटवकर क ः थलो की पहचान की जाती ह सामान यतया य अत यिधक आबादी वाल कषऽ होत ह उक त सिवधाओ को खाली करना किठन होता ह (जस अः पताल या ः कल) तथा ऐस ः थल जहा भीड़ जटती ह (जस पजा ः थल कायारलय भवन या कषऽ) सभािवत भाव कषऽ क सबध म िवः तत जानकारी क िलए एएसएमई बी 318 एस क खण ड स 32 का सदभर ल

614 जोिखम बधन और जोिखम आकलन

एकिऽत आकड़ो का योग सीजीडी नटवकर और सबिधत सिवधाओ का जोिखम आकलन करन क िलए िकया जाता ह ऐसी अनक जोिखम आकलन प ितया ह िजन ह उपलब ध आकड़ो और जोिखम की कित क आधार पर लाग िकया जा सकता ह सीजीडी कपनी

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को णाली की आव यकताओ को परा करन क िलए प ित को अपन अनरप बनाना चािहए जोिखम आकलन सीजीडी कपिनयो को आकड़ और सचना को व यविः थत करन म मदद करता ह तािक व अपन कायरकलापो की ाथिमकता पर योजनाए बना सक जोिखम आकलन करन म त यक जोिखम क िलए घटना और पिरणाम की सभावना तथा व यिक तगत जोिखम दर को िवचाराथर अितम जोिखम दर ाप त करक जोड़ा जाना चािहए

जोिखम दर = सभािवत दर x पिरणाम दर

सभािवत दर - सभािवत दर को उ ोग अनभव और कपनी क िवगत अनभव क आधार पर घटना की सभाव यता क िलए उपयक त माऽात मक मल य दत हए िनधारिरत िकया जाए

उदाहरण क िलए सभािवत माऽा दर 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 लाग की जाए और सभाव यताओ का साप तािहक मािसक छमाही वािषरक आिद क अनसार िव लषण िकया जाए घटना की सभावना क बढ़न पर दर बढ़ा दी जानी चािहए

पिरणाम दर - इसी कार पिरणाम दर को उपयक त माऽात मक मल य को जोिखम घटन

क पिरणाम क अनसार िनधारिरत िकया जाए और इस लोगो पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव दखकर व यिक तगत रप स बनाया जाता ह एक सीजीडी कपनी इनम स लाग कई तथ यो पर िवचार कर सकती ह या अपकषा क अनसार अितिरक त तथ यो को पिरभािषत कर सकती ह

उदाहरण क िलए त यक ौणी (जनता पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव) को 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 तक की माऽा की पिरणाम दर क अनसार लाग िकया जाए और इनम स उच च दर को िवचाराधीन पिरणाम दर क रप म िलया जाना चािहए उदाहरण क िलए लोगो पर भाव को मामली या बड़ी चोट एक या अिधक हताहतो आिद क रप म पिरभािषत िकया जा सकता ह इसी कार व यावसाियक हािन को बढ़त हए आिथरक क िलए िवशषीकत िकया जा सकता ह भाव क बढ़न पर दर बढ़त बम म होनी चािहए उपयरक त क अनसार जोिखम आकलन मॉडल सीजीडी नटवकर या सकाय क अदर जोिखमो की कित और ः थलो क बार म बहतर समझ बनान म मदद करता ह लिकन कवल जोिखम आकलन प ित पर ही परी तरह भरोसा नही िकया जा सकता िजसस जोिखम आकलन का पता लगान या जञात जोिखमो का पता लगान या उनका उपशमन करन का

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पता चल सक जोिखम आकलन प ित का योग जानकारी अनभवी कािमरको (िवषय स सबिधत िवशषजञो और दकषता स पिरिचत लोगो) क सदभर म िकया जाना चािहए अितिरक त आकड़ा घटको का िनगमन या दकषता आकड़ो म पिरवतरन जोिखम आकलन िबया का अिभन न अग ह जोिखम दर की समीकषा की जानी चािहए और पवर-िनधारिरत हः तकषप या जब अितिरक त आकड़ या सचना उपलब ध होती ह क बाद आव यक पिरवतरन िकए जाएग िनयिमत अ तन कायर सिनि चत करन क िलए मख णाली पिरवतरनो और आशोधनो क िलए भावी िबया ः थािपत की जाएगी जो णाली की जोिखम दर को भािवत कर सकत ह और यह पिरवतरन करन क बाद जोिखम आकलन िबया को शािमल करगा

जोिखम आकलन क िहः स क रप म कपनी को िनम निलिखत कायरकलाप लाग करन चािहए -

() िवतरण पाइपलाइनो क िलए कथोिडक सरकषा णाली और सीपी पयारप तता सवकषण करना तथा जोिखम ः तरो क आधार पर पता लगाई गई अिनयिमतताओ का वग करण करना

() पिरसपित तयो (पिरसपित त ितः थापन कायरकलाप की जानकारी क रप म) क जोिखम ः तर का पता लगान क िलए समय-समय पर िव लषण करना

() सभी सिचत पिरसपित त सबिधत घटनाओ और िन कष क िलए जोिखम िव लषण और आकलन (ासिगक ः टील पाइपलाइन और एमडीपीई दशरन या खदाई सिहत)

() पिरसपित तयो की जञात जोिखमो का एक रिजः टर तयार करना रखरखाव करना तथा अ तन बनाना िजसम उनकी जोिखम दर शािमल हो

ाथिमकता म ाय जोिखम दर को घटत बम म बाटना शािमल ह ारिभक यासो और जाच योजनो क िलए जोिखम पिरणामो का उच च-मध यम-न यन आधार पर या सािख यकीय मल य क रप म मल याकन िकया जा सकता ह जब खण डो की समान जोिखम क साथ तलना की जाए तो असफलता की सभावना और उसक पिरणामो पर अलग स िवचार िकया जाए सब उपलब धता (वाह बद िवकल प) सिहत तथ य तथा णाली ापट आव यकताए भी ाथिमकता को भािवत कर सकती ह

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615 एकीकत आकलन सीजीडी खण ड क एकीकत का आकलन करन क िलए िपछल खड क अनसार सवारिधक महत वपणर जोिखम और खतर का समाधान करन और उपयक त एकीकत आकलन प ित का िनधाररण करन क िलए एक योजना बनाई जानी चािहए एकीकत आकलन क िलए िनम निलिखत प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह (क) टी4एस मानको क अनसार जाच दबाव की ः थापना स पवर हाइसोजन जाच करना (ख) बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए)

(ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण आिद इन िविनयमो की अनसची 5 म िविभन न अखण डता आकलन प ितयो का सिकषप त िववरण भी उपलब ध करवाया गया ह उपयक त अखण डता आकलन प ित का चयन सबस महत वपणर खतरो पर आधािरत होगा जहा कोई िवशष खण ड अितसवदनशील हो सीजीडी नटवकर क िविश ट खतरो क आधार पर एक या अिधक एकीकत आकलन प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह सीजीडी नटवकर णाली का चालक त यक खतर और जोिखम क िलए सवारिधक उपयक त एकीकत आकलन प ित का एक चाटर बनाएगा और उसका समय-समय पर आकलन करगा चालक ऐस आकलन क िलए उपयक त िविशि टया और गणवत ता िनयऽण योजना भी बनाएगा आकलन की भावकािरता ः थािपत करन क बाद आकलन की समयाविध म आग सशोधन िकया जाना चािहए बशत िक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 तथा अन य सगत िविनयम शािमल हो 616 ितिबया और उपशमन

इस खण ड म िनरीकषण मरम मत कायरकलापो ारा ाप त सकतको की ितिबया की अनसची शािमल ह उक त असरिकषत िः थित सीजीडी नटवकर की अखण डता क खतर को कम या समाप त करन क िलए िनवारक काररवाई म सधार या समािप त को भािवत कर सकती ह तथा भावी िनरीकषण अतराल बना सकती ह ऐसी ितिबया को तत काल कायारिन वत िकया जाए जो िनधारिरत समयाविध या णाली म शािमल हो िजनकी िनरीकषण पिरणाम क आधार पर सरलता स िनगरानी की जा सकती ह

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कछ उपशमन काररवाई की सची नीच दी गई ह - (क) कथोिडक सरकषा क पयारप तता ः तर को बढ़ान सबधी काररवाई जस कथोिडक सरकषा

क मौजदा ः तर म वि अितिरक त कषमता की ः थापना आिद

(ख) िव लषण िन कषर क आधार पर पिरसपित तयो को बदलनाउनकी मरम मत

(ग) काररवाई करन पर िनणरय लन क िलए उपकरण आपितरकतारओ क साथ परामशर करना

सकषप म उपशमन काररवाई क िलए िनम निलिखत दि टकोण अपनाया जाए

महत वपणर कायरकलाप या कायरकलाप सामान य रप स

िकए शर िकए गए कायरकलाप िवशष ध यान िदए

जान की आव यकता महत वपणर कायरकलापो की योजनाओ की कपनी ारा समय-समय पर समीकषा की जानी चािहए तािक एकीकत बधन को भािवत करन वाल सगठनात मक और बाहरी कारको म ससाधन (साधन) आव यकता तथा आव यक पिरवतरन िकया जा सक 62 िन पादन योजना त यक सीजीडी कपनी उपयक त िन पादन सकतको को पिरभािषत करगी िजसस कपनी की पिरसपित तयो क िविभन न पहलओ क एकीकत ः तरो की िः थित की िनगरानी की जा सक पवर पिरभािषत लआ यो की तलना म इन सकतको की (आविधक आधार पर) िनयिमत िनगरानी पिरसपित त िन पादन की भावकािरता का आकलन करन म मदद करती ह कपनी अपनी िनजी णाली क अतगरत एकीकत बधन कायरबम क िन पादन की णाली तथा उ ोग-व यापी आधार पर अन य णािलयो क साथ इसकी तलना भी कर सकती ह

एकीकत आकलन पिरणाम

परवितरत वािषरक रखरखाव योजनाओ म अितिरक त बारबारता या काररवाई को शािमल करना

मल याकन की गई उपशमन

ऐस सभी महत वपणर या िवशष कायरकलापो क िलए योजनाए बनाना और उन ह बाद की व यावसाियक और वािषरक योजनाओ म शािमल करना िजसम ससाधनो का आबटन करना भी शािमल हो

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ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

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8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

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गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

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अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

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अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

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73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

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अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

5

8 अन य काननो क अतगरत आव यकता

यह आव यक होगा िक िव मान सभी सािविधक िनयमो िविनयमो और अिधिनयमो का अनपालन िकया जाए तथा सीजीडी नटवकर क िलए सगत सकषम ािधकािरयो स अपिकषत अनमोदन ाप त िकया जाए 9 िविवध (1) इन िविनयमो म िनिहत ावधानो का कायारन वयन करन म यिद िकसी कपनी ारा

िकसी समः या का सामना िकया जा रहा ह तो कपनी आव यक व यवः था क िलए बोडर स सपकर कर सकती ह

(2) बोडर समय-समय पर नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए

एकीकत बधन णाली स सबिधत िदशा-िनदश जारी कर सकता ह

6

अनसची (दख िविनयम 6)

अनसची

उ य एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का उ य पयारवरण की सावरजिनक सरकषा करना सीजीडी नटवकर की अिधकतम उपलब धता सिनि चत करन क साथ-साथ गस नटवकर क चालनो स सब व यवसाय जोिखमो को न यनतम करना ह एकीकत बधन णाली की उपलब धता स एकीकत काय म लग व यावसाियको और तकनीिशयनो को अल प मध यम और दीघारविध कषऽ म कायर योजनाओ और लआ यो को ः प ट रप स ः थािपत करन म मदद िमलगी िजसस िनि चत रप स इन ह ाप त करन म उनकी दकषता और सति ट बढ़गी आईएमएस कायारन वयन क िलए एक चयिनत णाली का चयन करन क िलए सीजीडी ऑपरटर को सकषम बनाएगी तािक दश म सभी सीजीडी कपिनयो क िलए एक-समान एकीकत बधन णाली हो भावी एकीकत बधन णाली िनम न कार होगी -

() ऐस सभी कषऽो म सीजीडी नटवकर एकीकरण की गणवत ता सिनि चत करना िजसम ितकल पिरणामो की सभावना हो

() सीजीडी नटवकर एकीकरण क अिधक कठोर और व यविः थत बधन को ोत सािहत करना तथा जोिखम को कम करना

() सीजीडी नटवकर क चालन म जनता क सामान य िव वास को बढ़ाना

() सीजीडी नटवकर की आय को इ टतम बनाना िजसम एकीकत बधन योजना (आईएमपी) का अतिनरिहत अनषग कायारन वयन जाच और कपनी ारा समीकषा करन सिहत आकड़ एकऽ करना शािमल हो

7

अनसची 2

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) लाग करना 21 सीजीडी नटवकर म महत वपणर पिरसपित तया शािमल होती ह जोिक घनी आबादी वाल कषऽ स दबावयक त ज वलनशील गस का पिरवहन करती ह इसिलए इनम खराबी उत पन न होन पर जनता समदायो और पयारवरण को जोिखम हो सकता ह दसरी ओर सीजीडी नटवकर ततीय पकष स होन वाल बाहरी नकसान स भािवत हो सकता ह और कई मामलो म ऐसा बाहरी नकसान नटवकर का िवफल होना मख य कारण होता ह इसक अलावा घरो म खाना पकान और वाहनो की आवाजाही परी तरह सीजीडी नटवकर पर िनभरर करती ह इसक िवफल होन पर सामान य जन-जीवन बरी तरह भािवत हो सकता ह इसिलए यह जररी ह िक एक ऐसी णाली लाग की जाए िजसम नटवकर की अिधकता उपलब धता सिनि चत हो तथा िवफलता और कषित न यनतम हो 22 सीजीडी नटवकर की एकीकत बधन णाली म सीजीडी नटवकर की िः थित का आकलन करन क िलए एक व यापक और ढाचागत मवकर सभािवत खतरो जोिखमो का आकलन करन तथा सीजीडी नटवकर का सरिकषत और दघरटना रिहत चालन सिनि चत करन क िलए उपशमन काररवाई करन का ावधान िकया गया ह 23 ऐसी िवः तत एकीकत बधन णाली म अिनवायर रप स िनम निलिखत घटक शािमल होत ह -

(क) एकीकत बधन योजना (आईएमपी) इसम आकड़ो का एकऽीकरण और उनकी वधता जोिखमो क कषऽ का आकलन जोिखम का ः तर जोिखम क सदभर म एकीकत का आकलन जोिखम उपशमन आकड़ो को अ तन करना तथा जोिखम का पन आकलन करना शािमल ह

(ख) एकीकत बधन योजना का िन पादन मल याकन यह अपनाई गई एकीकत

बधन योजना की भावकािरता की िनगरानी करन तथा उसम आग सधार करन की एक णाली ह

(ग) सचार योजना इसम आतिरक और बाहरी पिरवश म सचना को

िविनयिमत करन और आकड़ो का आदान-दान करन क िलए एक ढाचागत योजना शािमल होती ह

8

(घ) पिरवतरन का बधन यह एकीकत बधन योजना को अ तन बनान क िलए एकीकत बधन योजना म णाली पिरवतरन (तकनीकी भौितक िबयात मक और सगठनात मक पिरवतरन) को शािमल करन की एक िबया ह

(ड) गणवत ता िनयऽण यह एकीकत बधन योजना म पिरभािषत िबया क

िन पादन म गणवत ता की आव यकता को ः थािपत करन की िबया ह इन तत वो का आग अनसची 6 म िवः तत ब यौरा दशारया गया ह

9

अनसची 3

सीजीडी णाली का िववरण 31 भौितक िववरण सीजीडी नटवकर क िववरण म अिभकल प िविशि टया लम बाई मख ः थापना ब यौर क सबध म ाथिमक नटवकर ि तीय और ततीय नटवकर का िविश ट िववरण शािमल ह जस

311 उप पारषण पाइपलाइन (एसटीपीएल)

312 नगर गस ः टशन (सीजीएस)

313 गध णाली 314 ः टील पाइपलाइन नटवकर

315 ि तीयक पीई नटवकर 316 ततीयक नटवकर पीई जीआई औरया ताबा

317 िजला िविनयऽण ः टशन (डीआरएस)

318 पथक वाल व (ः टील पीई)

319 मख य सीएनजी ः टशन ndash मख य ऑनलाइन सहायक बः टर ः टशन (डीबीएस)

3110 पथक दबाव िविनयामक ः टशन (आईपीआरएस) सामान य दबाव िविनयामक ः टशन (सीपीआरएस) मीटिरग ः टशन (एमआरएस)

3111 िनयऽण ककष औरया मॉः टर िनयऽण ः टशन (यिद कोई हो)

3112 उपकरण और िव तीय णाली ािप त (यिद कोई हो) 3114 सरकषा उपकरण

3115 माहक आधार (पीएनजी सीएनजी औ ोिगक और वािणिज यक)

32 अन य िववरण

321 अन य भौगोिलक कषऽपाइपलाइनसिवधाओ (यिद उपलब ध हो) क साथ अतराप ठ

322 घटना की िरपोिटग

323 अिभकल प िनमारण चालन रखरखाव आिद स सबिधत लखन पर सचना आिद 324 सािविधक आव यकताए

10

अनसची 4

उपयक त एकीकत णाली का चयन 41 सीजीडी नटवकर की एकीकत बधन णाली िन पादन आधािरत आईएमएस या

िनदशात मक आधािरत एकीकत बधन णाली अपना सकती ह जबिक सीजीडी उ ोग को सीजीडी चालनो का काफी अच छा अनभव ाप त िकया ह तथा सीजीडी उ ोग काफी पिरपक व ह अत िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली को वि वक ः तर पर सराहा जाता ह तथािप जहा सीजीडी नटवकर िवकासशील चरण म हो वहा िनदशात मक आधािरत एकीकत बधन णाली की सः तित की जा सकती ह जबिक िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली कपनी क अनभव को मान यता दती ह जो सीजीडी नटवकर का चालन कर रही ह लिकन िनदशात मक कार की एकीकत बधन णाली अिधक कठोर होती ह क योिक इसम सीजीडी नटवकर म असफलता क सबस खराब मामलो और पिरद य उपशमन क सबस खराब मामला पिरद य पर िवचार िकया जाता ह

42 य िप इन िविनयमो म बाद की अनसची व याख या और िन पादन दोनो पर लाग

होती ह वतरमान िविनयम मख यत पयारप त ऐितहािसक एकीकत बधन णाली आकड़ो क अभाव म िनदशात मक पहलओ पर ध यान किन ित िकया जाता ह

43 एकीकत णाली की आदशात मक कित म जोिखम का पता लगान उनक

पिरणामो और उपशमन की मािणत प ित हत ः थािपत िबया का कायारन वयन करन का अिधदश िदया गया ह इसम तकनीकी पहलओ स सबिधत एकीकत बधन योजना तथा पिरवतरन क बधन का आतिरक िवकास करन का भी अिधदश िदया गया ह आज की तारीख म भारत म सीजीडी उ ोग क िवकास क आधार पर आदशात मक कित की एकीकत बधन णाली तयार करन पर िवचार िकया गया ह तािक भारत म सभी सीजीडी नटवकर का कायारन वयन िकया जा सक इसक अलावा सीजीडी उ ोग क पिरपक व होन और पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय गस िवतरण नटवकर क तकनीकी मानको सिहत िविशि टया) िविनयमन 2008 क अनसार पयारप त अिभलख का आकड़ा एकऽ करन पर बोडर ारा सीजीडी नटवकर क िलए िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली की िसफािरश करन हत एक समीकषा णाली पर िवचार िकया जा सकता ह

11

अनसची 5

एकीकत आकलन साधन

एकीकत आकलन क कछ साधन नीच िदए गए ह चालक को सीजीडी नटवकर क िलए आईएमएस ाप त करन हत िजतन अिधक साधनो का इः तमाल करन की आव यकता हो करना चािहए यह नोट िकया जाए िक िविश ट उपाय क िलए बसलाइन आकड़ तत काल गणक क रप म चालक क पास उपलब ध होन चािहए (क) त यकष आकलन और मल याकन सीजीडी नटवकर खण डो क बाहरी िहः स पर जग लगन क खतर का पता लगान क िलए बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए) का इः तमाल िकया जा सकता ह बाहरी कषरण त यकष आकलन िबया क िनम निलिखत चार घटक ह

() पवर-आकलन

() िनरीकषण

() जाच और मल याकन

() मल याकन उपरान त

बाहरी जग लगन क त यकष आकलन को लाग करत समय और जब पाइप खल म लगी हो तो कपनी को बाहरी जग लगन क अलावा खतरो (जस यािऽक और कोिटग कषित) की भी जाच करन की सलाह दी जाती ह (ख) बसलाइन मल यो की तलना म मोटाई का आकलन तथा आविधक समीकषा

सभी सीजीडी नटवकर िः कड और दबाव वसल की आविधक मोटाई आकलन तथा बसलाइन मल यो की तलना वषर म एक बार की जानी चािहए (ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण

कथोिडक सरकषा पयारप तता सवकषण कराया जाना चािहए तािक सपणर ः टील नटवकर पाइपलाइनो को शािमल िकया जा सक तािक अपयारप त कथोिडक सरकषा ः तर तथा ः टील पाइपलाइन म अन य अिनयिमतताओ और िवसगितयो का पता लगाया जा सक ऑपरटर ारा उपयक त िबयाओ को ः थािपत िकया जाए तािक पाइपलाइन िवः तार और नवीन पिरयोजनाओ क पयारप त कथोिडक सरकषा ः तर का लखा-जोखा रखा जा सक

12

(घ) दबाव परीकषण

कछ खतरो स िनपटत समय ः थापना-पवर ः तर पर ही अखडता का आकलन करन क िलए दबाव परीकषण करना उिचत होता ह दबाव परीकषण िव मान पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर िविनयमो की आव यकता क अनरप होना चािहए एकीकत आकलन क िलए ऐसी अन य प ितयो को भी ऊपर उिल लिखत प ितयो क अलावा सीजीडी कपनी ारा जसा वह उिचत समझ अपनाया जा सकता ह

13

अनसची 6

सीजीडी नटवकर क िलए लाग एकीकत बध णाली की रपरखा बनाना मौजदा और नई ाकितक गस सचरण और िवतरण सीजीडी नटवकर क सभी चालक एकीकत बधन कायरबम बनाएग िजसम आव यक योजनाए कायारन वयन अनसची तथा उसक भाव का आकलन करना शािमल होगा तािक सीजीडी नटवकर का सरिकषत और िव वसनीय चालन सिनि चत िकया जा सक यह ः वीकार िकया गया ह िक व यापक सीजीडी नटवकर एकीकत बधन कायरबम िवः तत आकड़ा समह समीकरण और िव लषण पर आधािरत होता ह इसक अलावा एकीकत बधन कायरबम िविनिदर ट प ितयो िबयाओ तथा आकलन और िव लषण क िलए समय-सीमा या एकीकत आकलन योजना की भावकािरता क सबध म कायरबम क िन पादन क आधार पर इनक पिरणामो और उपशमन यासो क अनसार बनाए जा सकत ह बसलाइन और िन पादन आकड़ो क अभाव म एकीकत बधन कायरबम को कायारिन वत करन वाल चालको क िलए यह अिनवायर होगा िक आदशात मक एकीकत बधन कायरबम को ारभ म अपनाया जाए 61 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना सीजीडी नटवकर क भाग क रप म स थािपत सभी सीजीडी नटवकर तथा सब सिवधाओ को सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना म शािमल िकया जाएगा एकीकत बधन योजना की मल िबया का चब (िचऽ-1) म दि ारत िकया गया ह तथा आग का ब योरा यहा नीच िदया गया ह

14

नही

हा

नही

हा

िचऽ-1 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना ndash वाह आकित

ारिभक आकड़ा एकऽ करना और उसकी समीकषा करना

खतर की पहचान करना

क या सभी खतरो का मल याकन िकया गया ह

पिरणाम और भाव िव लषण

अनसची 9 क अनसार आईएमएस की समीकषा

जोिखम आकलनमल याकन

एकीकत मल याकन

उपशमन और ितिबया

आकड़ा अ तन बनाना और एकीकरण

क या उपशमन और ितिबया अपिकषत ह

15

611 ारिभक आकड़ एकऽीकरण समीकषा और एकीकरण जोिखम आकलन स सबिधत आकड़ो का ः वरप आकलन िकए जा रह खतर क आधार पर िभन न-िभन न होगा सीजीडी नटवकर और सबिधत जानकारी क आकड़ एकऽ करन का एक अिनवायर घटक ह िविश ट आव यकता क अनसार आकड़ उपयरक त भाग म उिल लिखत या अनकिलत िकसी भी रप म हो सकत ह आकड़ ऐस रप म होग जो भावी जोिखम आकलन म सहायक होग यह नोट िकया जाए िक एकीकत बधन कायरबम का कायारन वयन ः वय अितिरक त आकड़ो को एकऽ करगा और उन ह ाथिमकता दगा योजना का वष तक कायारन वयन होन स आकड़ो की माऽा और ः वरप म िवः तार होगा एकिऽत आकड़ जहा तक सभव हो पहचान गए खतरो की योज यता स सबिधत होन चािहए चयिनत आकड़ो क आधार की अनपलब धता एकीकत बधन कायरबम स खतर को िनकालन का कोई औिचत य नही ह आकड़ो क महत व क आधार पर ठोस इजीिनयिरग िनणरय यिद सभव हो तो उपलबध सचना क आधार पर उ ोग क आकड़ो स सब करक तथा जोिखम आकलन क िलए उत क ट प ितयो का इः तमाल करत हए िलया जाए आकड़ एकऽ करन क दौरान चार बातो को ध यान म रखा जाना चािहए 1) आकड़ो को व यविः थत करना

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण िकसी सामान य ः थल पर करना यह िनपट जान वाल जोिखम का पता लगान म मदद करता ह 2) आकड़ो का इितहास

िकसी आकड़ क अः थायी पहलओ का बधन करन की योग यता होना 3) आकड़ो का सामान यीकरण

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण करना िजसस िविभन न पहलओ का िव लषण हो सक 4) आकड़ो की सटीकता और िव वसनीयता

िनणरय लन की कषमता क िलए अपिकषत महत वपणर िनणारयक आकड़

16

612 खतर का पता लगाना गस पाइपलाइन सबधी घटना आकड़ो का अतररार शीय पाइपलाइन अनसधान सिमित (पीआरसीआई) ारा िव लिषत और वग करण िकया गया ह जो पाइपलाइन एकीकत क खतर क िलए 22 मल कारणो का ितिनिधत व करती ह चालक ारा सिचत एक कारण OcircअजञातOtilde ह शष 21 खतरो को समय की िनभररता क आधार पर तीन समहो म बाटा गया ह तथा इस आग उनकी कित और िवकास िवशषजञता क अनसार सबिधत असफल यासो को नौ ौिणयो म बाटा गया ह जो िनम न कार ह (I) समय आधािरत खतर

1) बाहरी कषरण

2) आतिरक कषरण

3) दबाव स कषरणमः त ः थानो का टटना (II) ः थायी खतर

4) िनमारण सबधी दोष

i पाइप की सीवन म दोष

ii दोषपणर पाइप

5) विल डगिकशन स सबिधत

i दोषपणर पाइप पिरिध वल ड

ii दोषपणर फीकशन वल ड

iii मोड म िसकड़न या बकल

iv उधड़ धागटटी पाइपयग मन असफलता

6) उपकरण

i गःकट ओ-िरग म खराबी

ii िनयऽणराहत उपकरण खराबी

iii सील पप पिकग म खराबी

iv िविवध (III) समय आधािरत खतर

7) ततीय पकषयािऽक कषित i थम ि तीय ततीय पकष ारा पहचाई गई कषित (तात कािलकतत काल

खराबी होना)

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ii पहल स कषितमः त पाइप (िवलिबत असफलता णाली)

iii तोड़फोड़ करना

iv चहो ारा काटना

v इलिक शक आकर बनाना 8) गलत चालन िबया

9) मौसम सबिधत और बाहरी शिक त

i मौसम स सबिधत

ii िबजली िगरना

iii भारी वषार या बाढ़ आना

iv पथ वी की हलचल उपयरक त क अलावा भिम की प ित क आधार पर कछ अन य जोिखम भी लाग होग i खाड़ी कषऽ भाव

ii कीचड़दार भिम भाव

iii नदी क अदर की हलचल सीजीडी कपनी अपन नटवकर म खतरो का पता लगान क िलए अपनी िनजी प ित या आकड़ो क ॐोत को चन सकती ह कछ आकड़ो का ॐोत िनम निलिखत हो सकता ह -

- िपछली तकनीकी लखा-परीकषािनरीकषण िरपोट

- कथोिडक सरकषा णाली सवकषण और िनगरानी िरपोट

- घटना की जाच और मल कारणो का पता लगान क िलए िव लषणो का िरकाडर

- दघरटना या अवसर आधािरत खदाई और िनरीकषण

- सीजीडी नटवकर कषित और दोष िरपोट

- मरम मत और रखरखाव कायरकलाप

- िनयिमत और िपछल चालन सबधी आकड़

- अिभकल प (मागर सवकषण िरकाडर) िनमारण चालन एव रखरखाविनगरानीग त क दौरान पता लगाए गए जोिखमो का रिजः टर

- िनमारण और रखरखाव अिभलख (अनरकषण बकलॉग सिहत) इितहास िनमारण की प ित जाच और िनरीकषण आकड़ आिद

- िविभन न शीष क अतगरत कपनी की आतिरक िविशि टया

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- पाइिपग और इस मटशन डॉयमाम पाइप-बक िडजाइन और िविनमारण दः तावज िनिमरत दः तावज और साइगो आिद जस िरकाड तथा भौगोिलक सचना णाली क योग ारा सीजीडी नटवकर डॉटा

- णाली सशोधन िरकाडर तथा इितहास - मल उपकरण िविनमारताओ और आपितरकतारओ तथा अन य मािणत ततीय

पकषो क साथ परामशर

यह नोट िकया जाए िक उपयरक त सची कवल िनदशात मक ह और सीजीडी कपनी अपन अनभव और ठोस िनणरय क आधार पर आकड़ो क िकसी रप का योग करन क िलए ः वतऽ ह इसक अलावा नटवकर स जड़ जोिखम का सीजीडी कपनी की सिवधानसार िव लषण िकया जाए जो नटवकर क खतरो और एकरपता क कार क िवगत अनभव पर आधािरत हो 613 पिरणाम और भाव िव लषण एक बार खतरनाक घटनाओ की पहचान होन पर जोिखम िव लषण म अगला कदम उनक पिरणामो का िव लषण होता ह अथारत सभी पहचान िकए गए जोिखमो स जनता सपित त और पयारवरण को होन वाल नकसान की िवशालता का अनमान लगाना इन पिरणामो म िरसाव अिग नकाड िवः फोट गस का बादल बनना आिद शािमल होता ह गिणतीय मॉडल उदाहरण क िलए पिरणाम मॉडल का इः तमाल करक पिरणाम आकलन को परा िकया जा सकता ह

उच च पिरणाम कषऽ (एचसीए) की पहचान - उच च पिरणाम कषऽो क मानदड को परा करन क िलए सीजीडी नटवकर क ः थलो की पहचान की जाती ह सामान यतया य अत यिधक आबादी वाल कषऽ होत ह उक त सिवधाओ को खाली करना किठन होता ह (जस अः पताल या ः कल) तथा ऐस ः थल जहा भीड़ जटती ह (जस पजा ः थल कायारलय भवन या कषऽ) सभािवत भाव कषऽ क सबध म िवः तत जानकारी क िलए एएसएमई बी 318 एस क खण ड स 32 का सदभर ल

614 जोिखम बधन और जोिखम आकलन

एकिऽत आकड़ो का योग सीजीडी नटवकर और सबिधत सिवधाओ का जोिखम आकलन करन क िलए िकया जाता ह ऐसी अनक जोिखम आकलन प ितया ह िजन ह उपलब ध आकड़ो और जोिखम की कित क आधार पर लाग िकया जा सकता ह सीजीडी कपनी

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को णाली की आव यकताओ को परा करन क िलए प ित को अपन अनरप बनाना चािहए जोिखम आकलन सीजीडी कपिनयो को आकड़ और सचना को व यविः थत करन म मदद करता ह तािक व अपन कायरकलापो की ाथिमकता पर योजनाए बना सक जोिखम आकलन करन म त यक जोिखम क िलए घटना और पिरणाम की सभावना तथा व यिक तगत जोिखम दर को िवचाराथर अितम जोिखम दर ाप त करक जोड़ा जाना चािहए

जोिखम दर = सभािवत दर x पिरणाम दर

सभािवत दर - सभािवत दर को उ ोग अनभव और कपनी क िवगत अनभव क आधार पर घटना की सभाव यता क िलए उपयक त माऽात मक मल य दत हए िनधारिरत िकया जाए

उदाहरण क िलए सभािवत माऽा दर 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 लाग की जाए और सभाव यताओ का साप तािहक मािसक छमाही वािषरक आिद क अनसार िव लषण िकया जाए घटना की सभावना क बढ़न पर दर बढ़ा दी जानी चािहए

पिरणाम दर - इसी कार पिरणाम दर को उपयक त माऽात मक मल य को जोिखम घटन

क पिरणाम क अनसार िनधारिरत िकया जाए और इस लोगो पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव दखकर व यिक तगत रप स बनाया जाता ह एक सीजीडी कपनी इनम स लाग कई तथ यो पर िवचार कर सकती ह या अपकषा क अनसार अितिरक त तथ यो को पिरभािषत कर सकती ह

उदाहरण क िलए त यक ौणी (जनता पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव) को 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 तक की माऽा की पिरणाम दर क अनसार लाग िकया जाए और इनम स उच च दर को िवचाराधीन पिरणाम दर क रप म िलया जाना चािहए उदाहरण क िलए लोगो पर भाव को मामली या बड़ी चोट एक या अिधक हताहतो आिद क रप म पिरभािषत िकया जा सकता ह इसी कार व यावसाियक हािन को बढ़त हए आिथरक क िलए िवशषीकत िकया जा सकता ह भाव क बढ़न पर दर बढ़त बम म होनी चािहए उपयरक त क अनसार जोिखम आकलन मॉडल सीजीडी नटवकर या सकाय क अदर जोिखमो की कित और ः थलो क बार म बहतर समझ बनान म मदद करता ह लिकन कवल जोिखम आकलन प ित पर ही परी तरह भरोसा नही िकया जा सकता िजसस जोिखम आकलन का पता लगान या जञात जोिखमो का पता लगान या उनका उपशमन करन का

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पता चल सक जोिखम आकलन प ित का योग जानकारी अनभवी कािमरको (िवषय स सबिधत िवशषजञो और दकषता स पिरिचत लोगो) क सदभर म िकया जाना चािहए अितिरक त आकड़ा घटको का िनगमन या दकषता आकड़ो म पिरवतरन जोिखम आकलन िबया का अिभन न अग ह जोिखम दर की समीकषा की जानी चािहए और पवर-िनधारिरत हः तकषप या जब अितिरक त आकड़ या सचना उपलब ध होती ह क बाद आव यक पिरवतरन िकए जाएग िनयिमत अ तन कायर सिनि चत करन क िलए मख णाली पिरवतरनो और आशोधनो क िलए भावी िबया ः थािपत की जाएगी जो णाली की जोिखम दर को भािवत कर सकत ह और यह पिरवतरन करन क बाद जोिखम आकलन िबया को शािमल करगा

जोिखम आकलन क िहः स क रप म कपनी को िनम निलिखत कायरकलाप लाग करन चािहए -

() िवतरण पाइपलाइनो क िलए कथोिडक सरकषा णाली और सीपी पयारप तता सवकषण करना तथा जोिखम ः तरो क आधार पर पता लगाई गई अिनयिमतताओ का वग करण करना

() पिरसपित तयो (पिरसपित त ितः थापन कायरकलाप की जानकारी क रप म) क जोिखम ः तर का पता लगान क िलए समय-समय पर िव लषण करना

() सभी सिचत पिरसपित त सबिधत घटनाओ और िन कष क िलए जोिखम िव लषण और आकलन (ासिगक ः टील पाइपलाइन और एमडीपीई दशरन या खदाई सिहत)

() पिरसपित तयो की जञात जोिखमो का एक रिजः टर तयार करना रखरखाव करना तथा अ तन बनाना िजसम उनकी जोिखम दर शािमल हो

ाथिमकता म ाय जोिखम दर को घटत बम म बाटना शािमल ह ारिभक यासो और जाच योजनो क िलए जोिखम पिरणामो का उच च-मध यम-न यन आधार पर या सािख यकीय मल य क रप म मल याकन िकया जा सकता ह जब खण डो की समान जोिखम क साथ तलना की जाए तो असफलता की सभावना और उसक पिरणामो पर अलग स िवचार िकया जाए सब उपलब धता (वाह बद िवकल प) सिहत तथ य तथा णाली ापट आव यकताए भी ाथिमकता को भािवत कर सकती ह

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615 एकीकत आकलन सीजीडी खण ड क एकीकत का आकलन करन क िलए िपछल खड क अनसार सवारिधक महत वपणर जोिखम और खतर का समाधान करन और उपयक त एकीकत आकलन प ित का िनधाररण करन क िलए एक योजना बनाई जानी चािहए एकीकत आकलन क िलए िनम निलिखत प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह (क) टी4एस मानको क अनसार जाच दबाव की ः थापना स पवर हाइसोजन जाच करना (ख) बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए)

(ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण आिद इन िविनयमो की अनसची 5 म िविभन न अखण डता आकलन प ितयो का सिकषप त िववरण भी उपलब ध करवाया गया ह उपयक त अखण डता आकलन प ित का चयन सबस महत वपणर खतरो पर आधािरत होगा जहा कोई िवशष खण ड अितसवदनशील हो सीजीडी नटवकर क िविश ट खतरो क आधार पर एक या अिधक एकीकत आकलन प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह सीजीडी नटवकर णाली का चालक त यक खतर और जोिखम क िलए सवारिधक उपयक त एकीकत आकलन प ित का एक चाटर बनाएगा और उसका समय-समय पर आकलन करगा चालक ऐस आकलन क िलए उपयक त िविशि टया और गणवत ता िनयऽण योजना भी बनाएगा आकलन की भावकािरता ः थािपत करन क बाद आकलन की समयाविध म आग सशोधन िकया जाना चािहए बशत िक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 तथा अन य सगत िविनयम शािमल हो 616 ितिबया और उपशमन

इस खण ड म िनरीकषण मरम मत कायरकलापो ारा ाप त सकतको की ितिबया की अनसची शािमल ह उक त असरिकषत िः थित सीजीडी नटवकर की अखण डता क खतर को कम या समाप त करन क िलए िनवारक काररवाई म सधार या समािप त को भािवत कर सकती ह तथा भावी िनरीकषण अतराल बना सकती ह ऐसी ितिबया को तत काल कायारिन वत िकया जाए जो िनधारिरत समयाविध या णाली म शािमल हो िजनकी िनरीकषण पिरणाम क आधार पर सरलता स िनगरानी की जा सकती ह

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कछ उपशमन काररवाई की सची नीच दी गई ह - (क) कथोिडक सरकषा क पयारप तता ः तर को बढ़ान सबधी काररवाई जस कथोिडक सरकषा

क मौजदा ः तर म वि अितिरक त कषमता की ः थापना आिद

(ख) िव लषण िन कषर क आधार पर पिरसपित तयो को बदलनाउनकी मरम मत

(ग) काररवाई करन पर िनणरय लन क िलए उपकरण आपितरकतारओ क साथ परामशर करना

सकषप म उपशमन काररवाई क िलए िनम निलिखत दि टकोण अपनाया जाए

महत वपणर कायरकलाप या कायरकलाप सामान य रप स

िकए शर िकए गए कायरकलाप िवशष ध यान िदए

जान की आव यकता महत वपणर कायरकलापो की योजनाओ की कपनी ारा समय-समय पर समीकषा की जानी चािहए तािक एकीकत बधन को भािवत करन वाल सगठनात मक और बाहरी कारको म ससाधन (साधन) आव यकता तथा आव यक पिरवतरन िकया जा सक 62 िन पादन योजना त यक सीजीडी कपनी उपयक त िन पादन सकतको को पिरभािषत करगी िजसस कपनी की पिरसपित तयो क िविभन न पहलओ क एकीकत ः तरो की िः थित की िनगरानी की जा सक पवर पिरभािषत लआ यो की तलना म इन सकतको की (आविधक आधार पर) िनयिमत िनगरानी पिरसपित त िन पादन की भावकािरता का आकलन करन म मदद करती ह कपनी अपनी िनजी णाली क अतगरत एकीकत बधन कायरबम क िन पादन की णाली तथा उ ोग-व यापी आधार पर अन य णािलयो क साथ इसकी तलना भी कर सकती ह

एकीकत आकलन पिरणाम

परवितरत वािषरक रखरखाव योजनाओ म अितिरक त बारबारता या काररवाई को शािमल करना

मल याकन की गई उपशमन

ऐस सभी महत वपणर या िवशष कायरकलापो क िलए योजनाए बनाना और उन ह बाद की व यावसाियक और वािषरक योजनाओ म शािमल करना िजसम ससाधनो का आबटन करना भी शािमल हो

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ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

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8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

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गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

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अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

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अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

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73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

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अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

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62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

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SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

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APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

6

अनसची (दख िविनयम 6)

अनसची

उ य एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का उ य पयारवरण की सावरजिनक सरकषा करना सीजीडी नटवकर की अिधकतम उपलब धता सिनि चत करन क साथ-साथ गस नटवकर क चालनो स सब व यवसाय जोिखमो को न यनतम करना ह एकीकत बधन णाली की उपलब धता स एकीकत काय म लग व यावसाियको और तकनीिशयनो को अल प मध यम और दीघारविध कषऽ म कायर योजनाओ और लआ यो को ः प ट रप स ः थािपत करन म मदद िमलगी िजसस िनि चत रप स इन ह ाप त करन म उनकी दकषता और सति ट बढ़गी आईएमएस कायारन वयन क िलए एक चयिनत णाली का चयन करन क िलए सीजीडी ऑपरटर को सकषम बनाएगी तािक दश म सभी सीजीडी कपिनयो क िलए एक-समान एकीकत बधन णाली हो भावी एकीकत बधन णाली िनम न कार होगी -

() ऐस सभी कषऽो म सीजीडी नटवकर एकीकरण की गणवत ता सिनि चत करना िजसम ितकल पिरणामो की सभावना हो

() सीजीडी नटवकर एकीकरण क अिधक कठोर और व यविः थत बधन को ोत सािहत करना तथा जोिखम को कम करना

() सीजीडी नटवकर क चालन म जनता क सामान य िव वास को बढ़ाना

() सीजीडी नटवकर की आय को इ टतम बनाना िजसम एकीकत बधन योजना (आईएमपी) का अतिनरिहत अनषग कायारन वयन जाच और कपनी ारा समीकषा करन सिहत आकड़ एकऽ करना शािमल हो

7

अनसची 2

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) लाग करना 21 सीजीडी नटवकर म महत वपणर पिरसपित तया शािमल होती ह जोिक घनी आबादी वाल कषऽ स दबावयक त ज वलनशील गस का पिरवहन करती ह इसिलए इनम खराबी उत पन न होन पर जनता समदायो और पयारवरण को जोिखम हो सकता ह दसरी ओर सीजीडी नटवकर ततीय पकष स होन वाल बाहरी नकसान स भािवत हो सकता ह और कई मामलो म ऐसा बाहरी नकसान नटवकर का िवफल होना मख य कारण होता ह इसक अलावा घरो म खाना पकान और वाहनो की आवाजाही परी तरह सीजीडी नटवकर पर िनभरर करती ह इसक िवफल होन पर सामान य जन-जीवन बरी तरह भािवत हो सकता ह इसिलए यह जररी ह िक एक ऐसी णाली लाग की जाए िजसम नटवकर की अिधकता उपलब धता सिनि चत हो तथा िवफलता और कषित न यनतम हो 22 सीजीडी नटवकर की एकीकत बधन णाली म सीजीडी नटवकर की िः थित का आकलन करन क िलए एक व यापक और ढाचागत मवकर सभािवत खतरो जोिखमो का आकलन करन तथा सीजीडी नटवकर का सरिकषत और दघरटना रिहत चालन सिनि चत करन क िलए उपशमन काररवाई करन का ावधान िकया गया ह 23 ऐसी िवः तत एकीकत बधन णाली म अिनवायर रप स िनम निलिखत घटक शािमल होत ह -

(क) एकीकत बधन योजना (आईएमपी) इसम आकड़ो का एकऽीकरण और उनकी वधता जोिखमो क कषऽ का आकलन जोिखम का ः तर जोिखम क सदभर म एकीकत का आकलन जोिखम उपशमन आकड़ो को अ तन करना तथा जोिखम का पन आकलन करना शािमल ह

(ख) एकीकत बधन योजना का िन पादन मल याकन यह अपनाई गई एकीकत

बधन योजना की भावकािरता की िनगरानी करन तथा उसम आग सधार करन की एक णाली ह

(ग) सचार योजना इसम आतिरक और बाहरी पिरवश म सचना को

िविनयिमत करन और आकड़ो का आदान-दान करन क िलए एक ढाचागत योजना शािमल होती ह

8

(घ) पिरवतरन का बधन यह एकीकत बधन योजना को अ तन बनान क िलए एकीकत बधन योजना म णाली पिरवतरन (तकनीकी भौितक िबयात मक और सगठनात मक पिरवतरन) को शािमल करन की एक िबया ह

(ड) गणवत ता िनयऽण यह एकीकत बधन योजना म पिरभािषत िबया क

िन पादन म गणवत ता की आव यकता को ः थािपत करन की िबया ह इन तत वो का आग अनसची 6 म िवः तत ब यौरा दशारया गया ह

9

अनसची 3

सीजीडी णाली का िववरण 31 भौितक िववरण सीजीडी नटवकर क िववरण म अिभकल प िविशि टया लम बाई मख ः थापना ब यौर क सबध म ाथिमक नटवकर ि तीय और ततीय नटवकर का िविश ट िववरण शािमल ह जस

311 उप पारषण पाइपलाइन (एसटीपीएल)

312 नगर गस ः टशन (सीजीएस)

313 गध णाली 314 ः टील पाइपलाइन नटवकर

315 ि तीयक पीई नटवकर 316 ततीयक नटवकर पीई जीआई औरया ताबा

317 िजला िविनयऽण ः टशन (डीआरएस)

318 पथक वाल व (ः टील पीई)

319 मख य सीएनजी ः टशन ndash मख य ऑनलाइन सहायक बः टर ः टशन (डीबीएस)

3110 पथक दबाव िविनयामक ः टशन (आईपीआरएस) सामान य दबाव िविनयामक ः टशन (सीपीआरएस) मीटिरग ः टशन (एमआरएस)

3111 िनयऽण ककष औरया मॉः टर िनयऽण ः टशन (यिद कोई हो)

3112 उपकरण और िव तीय णाली ािप त (यिद कोई हो) 3114 सरकषा उपकरण

3115 माहक आधार (पीएनजी सीएनजी औ ोिगक और वािणिज यक)

32 अन य िववरण

321 अन य भौगोिलक कषऽपाइपलाइनसिवधाओ (यिद उपलब ध हो) क साथ अतराप ठ

322 घटना की िरपोिटग

323 अिभकल प िनमारण चालन रखरखाव आिद स सबिधत लखन पर सचना आिद 324 सािविधक आव यकताए

10

अनसची 4

उपयक त एकीकत णाली का चयन 41 सीजीडी नटवकर की एकीकत बधन णाली िन पादन आधािरत आईएमएस या

िनदशात मक आधािरत एकीकत बधन णाली अपना सकती ह जबिक सीजीडी उ ोग को सीजीडी चालनो का काफी अच छा अनभव ाप त िकया ह तथा सीजीडी उ ोग काफी पिरपक व ह अत िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली को वि वक ः तर पर सराहा जाता ह तथािप जहा सीजीडी नटवकर िवकासशील चरण म हो वहा िनदशात मक आधािरत एकीकत बधन णाली की सः तित की जा सकती ह जबिक िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली कपनी क अनभव को मान यता दती ह जो सीजीडी नटवकर का चालन कर रही ह लिकन िनदशात मक कार की एकीकत बधन णाली अिधक कठोर होती ह क योिक इसम सीजीडी नटवकर म असफलता क सबस खराब मामलो और पिरद य उपशमन क सबस खराब मामला पिरद य पर िवचार िकया जाता ह

42 य िप इन िविनयमो म बाद की अनसची व याख या और िन पादन दोनो पर लाग

होती ह वतरमान िविनयम मख यत पयारप त ऐितहािसक एकीकत बधन णाली आकड़ो क अभाव म िनदशात मक पहलओ पर ध यान किन ित िकया जाता ह

43 एकीकत णाली की आदशात मक कित म जोिखम का पता लगान उनक

पिरणामो और उपशमन की मािणत प ित हत ः थािपत िबया का कायारन वयन करन का अिधदश िदया गया ह इसम तकनीकी पहलओ स सबिधत एकीकत बधन योजना तथा पिरवतरन क बधन का आतिरक िवकास करन का भी अिधदश िदया गया ह आज की तारीख म भारत म सीजीडी उ ोग क िवकास क आधार पर आदशात मक कित की एकीकत बधन णाली तयार करन पर िवचार िकया गया ह तािक भारत म सभी सीजीडी नटवकर का कायारन वयन िकया जा सक इसक अलावा सीजीडी उ ोग क पिरपक व होन और पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय गस िवतरण नटवकर क तकनीकी मानको सिहत िविशि टया) िविनयमन 2008 क अनसार पयारप त अिभलख का आकड़ा एकऽ करन पर बोडर ारा सीजीडी नटवकर क िलए िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली की िसफािरश करन हत एक समीकषा णाली पर िवचार िकया जा सकता ह

11

अनसची 5

एकीकत आकलन साधन

एकीकत आकलन क कछ साधन नीच िदए गए ह चालक को सीजीडी नटवकर क िलए आईएमएस ाप त करन हत िजतन अिधक साधनो का इः तमाल करन की आव यकता हो करना चािहए यह नोट िकया जाए िक िविश ट उपाय क िलए बसलाइन आकड़ तत काल गणक क रप म चालक क पास उपलब ध होन चािहए (क) त यकष आकलन और मल याकन सीजीडी नटवकर खण डो क बाहरी िहः स पर जग लगन क खतर का पता लगान क िलए बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए) का इः तमाल िकया जा सकता ह बाहरी कषरण त यकष आकलन िबया क िनम निलिखत चार घटक ह

() पवर-आकलन

() िनरीकषण

() जाच और मल याकन

() मल याकन उपरान त

बाहरी जग लगन क त यकष आकलन को लाग करत समय और जब पाइप खल म लगी हो तो कपनी को बाहरी जग लगन क अलावा खतरो (जस यािऽक और कोिटग कषित) की भी जाच करन की सलाह दी जाती ह (ख) बसलाइन मल यो की तलना म मोटाई का आकलन तथा आविधक समीकषा

सभी सीजीडी नटवकर िः कड और दबाव वसल की आविधक मोटाई आकलन तथा बसलाइन मल यो की तलना वषर म एक बार की जानी चािहए (ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण

कथोिडक सरकषा पयारप तता सवकषण कराया जाना चािहए तािक सपणर ः टील नटवकर पाइपलाइनो को शािमल िकया जा सक तािक अपयारप त कथोिडक सरकषा ः तर तथा ः टील पाइपलाइन म अन य अिनयिमतताओ और िवसगितयो का पता लगाया जा सक ऑपरटर ारा उपयक त िबयाओ को ः थािपत िकया जाए तािक पाइपलाइन िवः तार और नवीन पिरयोजनाओ क पयारप त कथोिडक सरकषा ः तर का लखा-जोखा रखा जा सक

12

(घ) दबाव परीकषण

कछ खतरो स िनपटत समय ः थापना-पवर ः तर पर ही अखडता का आकलन करन क िलए दबाव परीकषण करना उिचत होता ह दबाव परीकषण िव मान पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर िविनयमो की आव यकता क अनरप होना चािहए एकीकत आकलन क िलए ऐसी अन य प ितयो को भी ऊपर उिल लिखत प ितयो क अलावा सीजीडी कपनी ारा जसा वह उिचत समझ अपनाया जा सकता ह

13

अनसची 6

सीजीडी नटवकर क िलए लाग एकीकत बध णाली की रपरखा बनाना मौजदा और नई ाकितक गस सचरण और िवतरण सीजीडी नटवकर क सभी चालक एकीकत बधन कायरबम बनाएग िजसम आव यक योजनाए कायारन वयन अनसची तथा उसक भाव का आकलन करना शािमल होगा तािक सीजीडी नटवकर का सरिकषत और िव वसनीय चालन सिनि चत िकया जा सक यह ः वीकार िकया गया ह िक व यापक सीजीडी नटवकर एकीकत बधन कायरबम िवः तत आकड़ा समह समीकरण और िव लषण पर आधािरत होता ह इसक अलावा एकीकत बधन कायरबम िविनिदर ट प ितयो िबयाओ तथा आकलन और िव लषण क िलए समय-सीमा या एकीकत आकलन योजना की भावकािरता क सबध म कायरबम क िन पादन क आधार पर इनक पिरणामो और उपशमन यासो क अनसार बनाए जा सकत ह बसलाइन और िन पादन आकड़ो क अभाव म एकीकत बधन कायरबम को कायारिन वत करन वाल चालको क िलए यह अिनवायर होगा िक आदशात मक एकीकत बधन कायरबम को ारभ म अपनाया जाए 61 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना सीजीडी नटवकर क भाग क रप म स थािपत सभी सीजीडी नटवकर तथा सब सिवधाओ को सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना म शािमल िकया जाएगा एकीकत बधन योजना की मल िबया का चब (िचऽ-1) म दि ारत िकया गया ह तथा आग का ब योरा यहा नीच िदया गया ह

14

नही

हा

नही

हा

िचऽ-1 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना ndash वाह आकित

ारिभक आकड़ा एकऽ करना और उसकी समीकषा करना

खतर की पहचान करना

क या सभी खतरो का मल याकन िकया गया ह

पिरणाम और भाव िव लषण

अनसची 9 क अनसार आईएमएस की समीकषा

जोिखम आकलनमल याकन

एकीकत मल याकन

उपशमन और ितिबया

आकड़ा अ तन बनाना और एकीकरण

क या उपशमन और ितिबया अपिकषत ह

15

611 ारिभक आकड़ एकऽीकरण समीकषा और एकीकरण जोिखम आकलन स सबिधत आकड़ो का ः वरप आकलन िकए जा रह खतर क आधार पर िभन न-िभन न होगा सीजीडी नटवकर और सबिधत जानकारी क आकड़ एकऽ करन का एक अिनवायर घटक ह िविश ट आव यकता क अनसार आकड़ उपयरक त भाग म उिल लिखत या अनकिलत िकसी भी रप म हो सकत ह आकड़ ऐस रप म होग जो भावी जोिखम आकलन म सहायक होग यह नोट िकया जाए िक एकीकत बधन कायरबम का कायारन वयन ः वय अितिरक त आकड़ो को एकऽ करगा और उन ह ाथिमकता दगा योजना का वष तक कायारन वयन होन स आकड़ो की माऽा और ः वरप म िवः तार होगा एकिऽत आकड़ जहा तक सभव हो पहचान गए खतरो की योज यता स सबिधत होन चािहए चयिनत आकड़ो क आधार की अनपलब धता एकीकत बधन कायरबम स खतर को िनकालन का कोई औिचत य नही ह आकड़ो क महत व क आधार पर ठोस इजीिनयिरग िनणरय यिद सभव हो तो उपलबध सचना क आधार पर उ ोग क आकड़ो स सब करक तथा जोिखम आकलन क िलए उत क ट प ितयो का इः तमाल करत हए िलया जाए आकड़ एकऽ करन क दौरान चार बातो को ध यान म रखा जाना चािहए 1) आकड़ो को व यविः थत करना

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण िकसी सामान य ः थल पर करना यह िनपट जान वाल जोिखम का पता लगान म मदद करता ह 2) आकड़ो का इितहास

िकसी आकड़ क अः थायी पहलओ का बधन करन की योग यता होना 3) आकड़ो का सामान यीकरण

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण करना िजसस िविभन न पहलओ का िव लषण हो सक 4) आकड़ो की सटीकता और िव वसनीयता

िनणरय लन की कषमता क िलए अपिकषत महत वपणर िनणारयक आकड़

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612 खतर का पता लगाना गस पाइपलाइन सबधी घटना आकड़ो का अतररार शीय पाइपलाइन अनसधान सिमित (पीआरसीआई) ारा िव लिषत और वग करण िकया गया ह जो पाइपलाइन एकीकत क खतर क िलए 22 मल कारणो का ितिनिधत व करती ह चालक ारा सिचत एक कारण OcircअजञातOtilde ह शष 21 खतरो को समय की िनभररता क आधार पर तीन समहो म बाटा गया ह तथा इस आग उनकी कित और िवकास िवशषजञता क अनसार सबिधत असफल यासो को नौ ौिणयो म बाटा गया ह जो िनम न कार ह (I) समय आधािरत खतर

1) बाहरी कषरण

2) आतिरक कषरण

3) दबाव स कषरणमः त ः थानो का टटना (II) ः थायी खतर

4) िनमारण सबधी दोष

i पाइप की सीवन म दोष

ii दोषपणर पाइप

5) विल डगिकशन स सबिधत

i दोषपणर पाइप पिरिध वल ड

ii दोषपणर फीकशन वल ड

iii मोड म िसकड़न या बकल

iv उधड़ धागटटी पाइपयग मन असफलता

6) उपकरण

i गःकट ओ-िरग म खराबी

ii िनयऽणराहत उपकरण खराबी

iii सील पप पिकग म खराबी

iv िविवध (III) समय आधािरत खतर

7) ततीय पकषयािऽक कषित i थम ि तीय ततीय पकष ारा पहचाई गई कषित (तात कािलकतत काल

खराबी होना)

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ii पहल स कषितमः त पाइप (िवलिबत असफलता णाली)

iii तोड़फोड़ करना

iv चहो ारा काटना

v इलिक शक आकर बनाना 8) गलत चालन िबया

9) मौसम सबिधत और बाहरी शिक त

i मौसम स सबिधत

ii िबजली िगरना

iii भारी वषार या बाढ़ आना

iv पथ वी की हलचल उपयरक त क अलावा भिम की प ित क आधार पर कछ अन य जोिखम भी लाग होग i खाड़ी कषऽ भाव

ii कीचड़दार भिम भाव

iii नदी क अदर की हलचल सीजीडी कपनी अपन नटवकर म खतरो का पता लगान क िलए अपनी िनजी प ित या आकड़ो क ॐोत को चन सकती ह कछ आकड़ो का ॐोत िनम निलिखत हो सकता ह -

- िपछली तकनीकी लखा-परीकषािनरीकषण िरपोट

- कथोिडक सरकषा णाली सवकषण और िनगरानी िरपोट

- घटना की जाच और मल कारणो का पता लगान क िलए िव लषणो का िरकाडर

- दघरटना या अवसर आधािरत खदाई और िनरीकषण

- सीजीडी नटवकर कषित और दोष िरपोट

- मरम मत और रखरखाव कायरकलाप

- िनयिमत और िपछल चालन सबधी आकड़

- अिभकल प (मागर सवकषण िरकाडर) िनमारण चालन एव रखरखाविनगरानीग त क दौरान पता लगाए गए जोिखमो का रिजः टर

- िनमारण और रखरखाव अिभलख (अनरकषण बकलॉग सिहत) इितहास िनमारण की प ित जाच और िनरीकषण आकड़ आिद

- िविभन न शीष क अतगरत कपनी की आतिरक िविशि टया

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- पाइिपग और इस मटशन डॉयमाम पाइप-बक िडजाइन और िविनमारण दः तावज िनिमरत दः तावज और साइगो आिद जस िरकाड तथा भौगोिलक सचना णाली क योग ारा सीजीडी नटवकर डॉटा

- णाली सशोधन िरकाडर तथा इितहास - मल उपकरण िविनमारताओ और आपितरकतारओ तथा अन य मािणत ततीय

पकषो क साथ परामशर

यह नोट िकया जाए िक उपयरक त सची कवल िनदशात मक ह और सीजीडी कपनी अपन अनभव और ठोस िनणरय क आधार पर आकड़ो क िकसी रप का योग करन क िलए ः वतऽ ह इसक अलावा नटवकर स जड़ जोिखम का सीजीडी कपनी की सिवधानसार िव लषण िकया जाए जो नटवकर क खतरो और एकरपता क कार क िवगत अनभव पर आधािरत हो 613 पिरणाम और भाव िव लषण एक बार खतरनाक घटनाओ की पहचान होन पर जोिखम िव लषण म अगला कदम उनक पिरणामो का िव लषण होता ह अथारत सभी पहचान िकए गए जोिखमो स जनता सपित त और पयारवरण को होन वाल नकसान की िवशालता का अनमान लगाना इन पिरणामो म िरसाव अिग नकाड िवः फोट गस का बादल बनना आिद शािमल होता ह गिणतीय मॉडल उदाहरण क िलए पिरणाम मॉडल का इः तमाल करक पिरणाम आकलन को परा िकया जा सकता ह

उच च पिरणाम कषऽ (एचसीए) की पहचान - उच च पिरणाम कषऽो क मानदड को परा करन क िलए सीजीडी नटवकर क ः थलो की पहचान की जाती ह सामान यतया य अत यिधक आबादी वाल कषऽ होत ह उक त सिवधाओ को खाली करना किठन होता ह (जस अः पताल या ः कल) तथा ऐस ः थल जहा भीड़ जटती ह (जस पजा ः थल कायारलय भवन या कषऽ) सभािवत भाव कषऽ क सबध म िवः तत जानकारी क िलए एएसएमई बी 318 एस क खण ड स 32 का सदभर ल

614 जोिखम बधन और जोिखम आकलन

एकिऽत आकड़ो का योग सीजीडी नटवकर और सबिधत सिवधाओ का जोिखम आकलन करन क िलए िकया जाता ह ऐसी अनक जोिखम आकलन प ितया ह िजन ह उपलब ध आकड़ो और जोिखम की कित क आधार पर लाग िकया जा सकता ह सीजीडी कपनी

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को णाली की आव यकताओ को परा करन क िलए प ित को अपन अनरप बनाना चािहए जोिखम आकलन सीजीडी कपिनयो को आकड़ और सचना को व यविः थत करन म मदद करता ह तािक व अपन कायरकलापो की ाथिमकता पर योजनाए बना सक जोिखम आकलन करन म त यक जोिखम क िलए घटना और पिरणाम की सभावना तथा व यिक तगत जोिखम दर को िवचाराथर अितम जोिखम दर ाप त करक जोड़ा जाना चािहए

जोिखम दर = सभािवत दर x पिरणाम दर

सभािवत दर - सभािवत दर को उ ोग अनभव और कपनी क िवगत अनभव क आधार पर घटना की सभाव यता क िलए उपयक त माऽात मक मल य दत हए िनधारिरत िकया जाए

उदाहरण क िलए सभािवत माऽा दर 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 लाग की जाए और सभाव यताओ का साप तािहक मािसक छमाही वािषरक आिद क अनसार िव लषण िकया जाए घटना की सभावना क बढ़न पर दर बढ़ा दी जानी चािहए

पिरणाम दर - इसी कार पिरणाम दर को उपयक त माऽात मक मल य को जोिखम घटन

क पिरणाम क अनसार िनधारिरत िकया जाए और इस लोगो पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव दखकर व यिक तगत रप स बनाया जाता ह एक सीजीडी कपनी इनम स लाग कई तथ यो पर िवचार कर सकती ह या अपकषा क अनसार अितिरक त तथ यो को पिरभािषत कर सकती ह

उदाहरण क िलए त यक ौणी (जनता पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव) को 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 तक की माऽा की पिरणाम दर क अनसार लाग िकया जाए और इनम स उच च दर को िवचाराधीन पिरणाम दर क रप म िलया जाना चािहए उदाहरण क िलए लोगो पर भाव को मामली या बड़ी चोट एक या अिधक हताहतो आिद क रप म पिरभािषत िकया जा सकता ह इसी कार व यावसाियक हािन को बढ़त हए आिथरक क िलए िवशषीकत िकया जा सकता ह भाव क बढ़न पर दर बढ़त बम म होनी चािहए उपयरक त क अनसार जोिखम आकलन मॉडल सीजीडी नटवकर या सकाय क अदर जोिखमो की कित और ः थलो क बार म बहतर समझ बनान म मदद करता ह लिकन कवल जोिखम आकलन प ित पर ही परी तरह भरोसा नही िकया जा सकता िजसस जोिखम आकलन का पता लगान या जञात जोिखमो का पता लगान या उनका उपशमन करन का

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पता चल सक जोिखम आकलन प ित का योग जानकारी अनभवी कािमरको (िवषय स सबिधत िवशषजञो और दकषता स पिरिचत लोगो) क सदभर म िकया जाना चािहए अितिरक त आकड़ा घटको का िनगमन या दकषता आकड़ो म पिरवतरन जोिखम आकलन िबया का अिभन न अग ह जोिखम दर की समीकषा की जानी चािहए और पवर-िनधारिरत हः तकषप या जब अितिरक त आकड़ या सचना उपलब ध होती ह क बाद आव यक पिरवतरन िकए जाएग िनयिमत अ तन कायर सिनि चत करन क िलए मख णाली पिरवतरनो और आशोधनो क िलए भावी िबया ः थािपत की जाएगी जो णाली की जोिखम दर को भािवत कर सकत ह और यह पिरवतरन करन क बाद जोिखम आकलन िबया को शािमल करगा

जोिखम आकलन क िहः स क रप म कपनी को िनम निलिखत कायरकलाप लाग करन चािहए -

() िवतरण पाइपलाइनो क िलए कथोिडक सरकषा णाली और सीपी पयारप तता सवकषण करना तथा जोिखम ः तरो क आधार पर पता लगाई गई अिनयिमतताओ का वग करण करना

() पिरसपित तयो (पिरसपित त ितः थापन कायरकलाप की जानकारी क रप म) क जोिखम ः तर का पता लगान क िलए समय-समय पर िव लषण करना

() सभी सिचत पिरसपित त सबिधत घटनाओ और िन कष क िलए जोिखम िव लषण और आकलन (ासिगक ः टील पाइपलाइन और एमडीपीई दशरन या खदाई सिहत)

() पिरसपित तयो की जञात जोिखमो का एक रिजः टर तयार करना रखरखाव करना तथा अ तन बनाना िजसम उनकी जोिखम दर शािमल हो

ाथिमकता म ाय जोिखम दर को घटत बम म बाटना शािमल ह ारिभक यासो और जाच योजनो क िलए जोिखम पिरणामो का उच च-मध यम-न यन आधार पर या सािख यकीय मल य क रप म मल याकन िकया जा सकता ह जब खण डो की समान जोिखम क साथ तलना की जाए तो असफलता की सभावना और उसक पिरणामो पर अलग स िवचार िकया जाए सब उपलब धता (वाह बद िवकल प) सिहत तथ य तथा णाली ापट आव यकताए भी ाथिमकता को भािवत कर सकती ह

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615 एकीकत आकलन सीजीडी खण ड क एकीकत का आकलन करन क िलए िपछल खड क अनसार सवारिधक महत वपणर जोिखम और खतर का समाधान करन और उपयक त एकीकत आकलन प ित का िनधाररण करन क िलए एक योजना बनाई जानी चािहए एकीकत आकलन क िलए िनम निलिखत प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह (क) टी4एस मानको क अनसार जाच दबाव की ः थापना स पवर हाइसोजन जाच करना (ख) बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए)

(ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण आिद इन िविनयमो की अनसची 5 म िविभन न अखण डता आकलन प ितयो का सिकषप त िववरण भी उपलब ध करवाया गया ह उपयक त अखण डता आकलन प ित का चयन सबस महत वपणर खतरो पर आधािरत होगा जहा कोई िवशष खण ड अितसवदनशील हो सीजीडी नटवकर क िविश ट खतरो क आधार पर एक या अिधक एकीकत आकलन प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह सीजीडी नटवकर णाली का चालक त यक खतर और जोिखम क िलए सवारिधक उपयक त एकीकत आकलन प ित का एक चाटर बनाएगा और उसका समय-समय पर आकलन करगा चालक ऐस आकलन क िलए उपयक त िविशि टया और गणवत ता िनयऽण योजना भी बनाएगा आकलन की भावकािरता ः थािपत करन क बाद आकलन की समयाविध म आग सशोधन िकया जाना चािहए बशत िक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 तथा अन य सगत िविनयम शािमल हो 616 ितिबया और उपशमन

इस खण ड म िनरीकषण मरम मत कायरकलापो ारा ाप त सकतको की ितिबया की अनसची शािमल ह उक त असरिकषत िः थित सीजीडी नटवकर की अखण डता क खतर को कम या समाप त करन क िलए िनवारक काररवाई म सधार या समािप त को भािवत कर सकती ह तथा भावी िनरीकषण अतराल बना सकती ह ऐसी ितिबया को तत काल कायारिन वत िकया जाए जो िनधारिरत समयाविध या णाली म शािमल हो िजनकी िनरीकषण पिरणाम क आधार पर सरलता स िनगरानी की जा सकती ह

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कछ उपशमन काररवाई की सची नीच दी गई ह - (क) कथोिडक सरकषा क पयारप तता ः तर को बढ़ान सबधी काररवाई जस कथोिडक सरकषा

क मौजदा ः तर म वि अितिरक त कषमता की ः थापना आिद

(ख) िव लषण िन कषर क आधार पर पिरसपित तयो को बदलनाउनकी मरम मत

(ग) काररवाई करन पर िनणरय लन क िलए उपकरण आपितरकतारओ क साथ परामशर करना

सकषप म उपशमन काररवाई क िलए िनम निलिखत दि टकोण अपनाया जाए

महत वपणर कायरकलाप या कायरकलाप सामान य रप स

िकए शर िकए गए कायरकलाप िवशष ध यान िदए

जान की आव यकता महत वपणर कायरकलापो की योजनाओ की कपनी ारा समय-समय पर समीकषा की जानी चािहए तािक एकीकत बधन को भािवत करन वाल सगठनात मक और बाहरी कारको म ससाधन (साधन) आव यकता तथा आव यक पिरवतरन िकया जा सक 62 िन पादन योजना त यक सीजीडी कपनी उपयक त िन पादन सकतको को पिरभािषत करगी िजसस कपनी की पिरसपित तयो क िविभन न पहलओ क एकीकत ः तरो की िः थित की िनगरानी की जा सक पवर पिरभािषत लआ यो की तलना म इन सकतको की (आविधक आधार पर) िनयिमत िनगरानी पिरसपित त िन पादन की भावकािरता का आकलन करन म मदद करती ह कपनी अपनी िनजी णाली क अतगरत एकीकत बधन कायरबम क िन पादन की णाली तथा उ ोग-व यापी आधार पर अन य णािलयो क साथ इसकी तलना भी कर सकती ह

एकीकत आकलन पिरणाम

परवितरत वािषरक रखरखाव योजनाओ म अितिरक त बारबारता या काररवाई को शािमल करना

मल याकन की गई उपशमन

ऐस सभी महत वपणर या िवशष कायरकलापो क िलए योजनाए बनाना और उन ह बाद की व यावसाियक और वािषरक योजनाओ म शािमल करना िजसम ससाधनो का आबटन करना भी शािमल हो

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ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

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8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

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गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

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अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

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अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

28

73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

29

अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

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614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

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An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

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The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

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62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

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63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

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Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

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SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

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Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

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SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

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Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

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SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

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APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

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APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

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APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

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ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

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अनसची 2

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) लाग करना 21 सीजीडी नटवकर म महत वपणर पिरसपित तया शािमल होती ह जोिक घनी आबादी वाल कषऽ स दबावयक त ज वलनशील गस का पिरवहन करती ह इसिलए इनम खराबी उत पन न होन पर जनता समदायो और पयारवरण को जोिखम हो सकता ह दसरी ओर सीजीडी नटवकर ततीय पकष स होन वाल बाहरी नकसान स भािवत हो सकता ह और कई मामलो म ऐसा बाहरी नकसान नटवकर का िवफल होना मख य कारण होता ह इसक अलावा घरो म खाना पकान और वाहनो की आवाजाही परी तरह सीजीडी नटवकर पर िनभरर करती ह इसक िवफल होन पर सामान य जन-जीवन बरी तरह भािवत हो सकता ह इसिलए यह जररी ह िक एक ऐसी णाली लाग की जाए िजसम नटवकर की अिधकता उपलब धता सिनि चत हो तथा िवफलता और कषित न यनतम हो 22 सीजीडी नटवकर की एकीकत बधन णाली म सीजीडी नटवकर की िः थित का आकलन करन क िलए एक व यापक और ढाचागत मवकर सभािवत खतरो जोिखमो का आकलन करन तथा सीजीडी नटवकर का सरिकषत और दघरटना रिहत चालन सिनि चत करन क िलए उपशमन काररवाई करन का ावधान िकया गया ह 23 ऐसी िवः तत एकीकत बधन णाली म अिनवायर रप स िनम निलिखत घटक शािमल होत ह -

(क) एकीकत बधन योजना (आईएमपी) इसम आकड़ो का एकऽीकरण और उनकी वधता जोिखमो क कषऽ का आकलन जोिखम का ः तर जोिखम क सदभर म एकीकत का आकलन जोिखम उपशमन आकड़ो को अ तन करना तथा जोिखम का पन आकलन करना शािमल ह

(ख) एकीकत बधन योजना का िन पादन मल याकन यह अपनाई गई एकीकत

बधन योजना की भावकािरता की िनगरानी करन तथा उसम आग सधार करन की एक णाली ह

(ग) सचार योजना इसम आतिरक और बाहरी पिरवश म सचना को

िविनयिमत करन और आकड़ो का आदान-दान करन क िलए एक ढाचागत योजना शािमल होती ह

8

(घ) पिरवतरन का बधन यह एकीकत बधन योजना को अ तन बनान क िलए एकीकत बधन योजना म णाली पिरवतरन (तकनीकी भौितक िबयात मक और सगठनात मक पिरवतरन) को शािमल करन की एक िबया ह

(ड) गणवत ता िनयऽण यह एकीकत बधन योजना म पिरभािषत िबया क

िन पादन म गणवत ता की आव यकता को ः थािपत करन की िबया ह इन तत वो का आग अनसची 6 म िवः तत ब यौरा दशारया गया ह

9

अनसची 3

सीजीडी णाली का िववरण 31 भौितक िववरण सीजीडी नटवकर क िववरण म अिभकल प िविशि टया लम बाई मख ः थापना ब यौर क सबध म ाथिमक नटवकर ि तीय और ततीय नटवकर का िविश ट िववरण शािमल ह जस

311 उप पारषण पाइपलाइन (एसटीपीएल)

312 नगर गस ः टशन (सीजीएस)

313 गध णाली 314 ः टील पाइपलाइन नटवकर

315 ि तीयक पीई नटवकर 316 ततीयक नटवकर पीई जीआई औरया ताबा

317 िजला िविनयऽण ः टशन (डीआरएस)

318 पथक वाल व (ः टील पीई)

319 मख य सीएनजी ः टशन ndash मख य ऑनलाइन सहायक बः टर ः टशन (डीबीएस)

3110 पथक दबाव िविनयामक ः टशन (आईपीआरएस) सामान य दबाव िविनयामक ः टशन (सीपीआरएस) मीटिरग ः टशन (एमआरएस)

3111 िनयऽण ककष औरया मॉः टर िनयऽण ः टशन (यिद कोई हो)

3112 उपकरण और िव तीय णाली ािप त (यिद कोई हो) 3114 सरकषा उपकरण

3115 माहक आधार (पीएनजी सीएनजी औ ोिगक और वािणिज यक)

32 अन य िववरण

321 अन य भौगोिलक कषऽपाइपलाइनसिवधाओ (यिद उपलब ध हो) क साथ अतराप ठ

322 घटना की िरपोिटग

323 अिभकल प िनमारण चालन रखरखाव आिद स सबिधत लखन पर सचना आिद 324 सािविधक आव यकताए

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अनसची 4

उपयक त एकीकत णाली का चयन 41 सीजीडी नटवकर की एकीकत बधन णाली िन पादन आधािरत आईएमएस या

िनदशात मक आधािरत एकीकत बधन णाली अपना सकती ह जबिक सीजीडी उ ोग को सीजीडी चालनो का काफी अच छा अनभव ाप त िकया ह तथा सीजीडी उ ोग काफी पिरपक व ह अत िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली को वि वक ः तर पर सराहा जाता ह तथािप जहा सीजीडी नटवकर िवकासशील चरण म हो वहा िनदशात मक आधािरत एकीकत बधन णाली की सः तित की जा सकती ह जबिक िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली कपनी क अनभव को मान यता दती ह जो सीजीडी नटवकर का चालन कर रही ह लिकन िनदशात मक कार की एकीकत बधन णाली अिधक कठोर होती ह क योिक इसम सीजीडी नटवकर म असफलता क सबस खराब मामलो और पिरद य उपशमन क सबस खराब मामला पिरद य पर िवचार िकया जाता ह

42 य िप इन िविनयमो म बाद की अनसची व याख या और िन पादन दोनो पर लाग

होती ह वतरमान िविनयम मख यत पयारप त ऐितहािसक एकीकत बधन णाली आकड़ो क अभाव म िनदशात मक पहलओ पर ध यान किन ित िकया जाता ह

43 एकीकत णाली की आदशात मक कित म जोिखम का पता लगान उनक

पिरणामो और उपशमन की मािणत प ित हत ः थािपत िबया का कायारन वयन करन का अिधदश िदया गया ह इसम तकनीकी पहलओ स सबिधत एकीकत बधन योजना तथा पिरवतरन क बधन का आतिरक िवकास करन का भी अिधदश िदया गया ह आज की तारीख म भारत म सीजीडी उ ोग क िवकास क आधार पर आदशात मक कित की एकीकत बधन णाली तयार करन पर िवचार िकया गया ह तािक भारत म सभी सीजीडी नटवकर का कायारन वयन िकया जा सक इसक अलावा सीजीडी उ ोग क पिरपक व होन और पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय गस िवतरण नटवकर क तकनीकी मानको सिहत िविशि टया) िविनयमन 2008 क अनसार पयारप त अिभलख का आकड़ा एकऽ करन पर बोडर ारा सीजीडी नटवकर क िलए िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली की िसफािरश करन हत एक समीकषा णाली पर िवचार िकया जा सकता ह

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अनसची 5

एकीकत आकलन साधन

एकीकत आकलन क कछ साधन नीच िदए गए ह चालक को सीजीडी नटवकर क िलए आईएमएस ाप त करन हत िजतन अिधक साधनो का इः तमाल करन की आव यकता हो करना चािहए यह नोट िकया जाए िक िविश ट उपाय क िलए बसलाइन आकड़ तत काल गणक क रप म चालक क पास उपलब ध होन चािहए (क) त यकष आकलन और मल याकन सीजीडी नटवकर खण डो क बाहरी िहः स पर जग लगन क खतर का पता लगान क िलए बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए) का इः तमाल िकया जा सकता ह बाहरी कषरण त यकष आकलन िबया क िनम निलिखत चार घटक ह

() पवर-आकलन

() िनरीकषण

() जाच और मल याकन

() मल याकन उपरान त

बाहरी जग लगन क त यकष आकलन को लाग करत समय और जब पाइप खल म लगी हो तो कपनी को बाहरी जग लगन क अलावा खतरो (जस यािऽक और कोिटग कषित) की भी जाच करन की सलाह दी जाती ह (ख) बसलाइन मल यो की तलना म मोटाई का आकलन तथा आविधक समीकषा

सभी सीजीडी नटवकर िः कड और दबाव वसल की आविधक मोटाई आकलन तथा बसलाइन मल यो की तलना वषर म एक बार की जानी चािहए (ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण

कथोिडक सरकषा पयारप तता सवकषण कराया जाना चािहए तािक सपणर ः टील नटवकर पाइपलाइनो को शािमल िकया जा सक तािक अपयारप त कथोिडक सरकषा ः तर तथा ः टील पाइपलाइन म अन य अिनयिमतताओ और िवसगितयो का पता लगाया जा सक ऑपरटर ारा उपयक त िबयाओ को ः थािपत िकया जाए तािक पाइपलाइन िवः तार और नवीन पिरयोजनाओ क पयारप त कथोिडक सरकषा ः तर का लखा-जोखा रखा जा सक

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(घ) दबाव परीकषण

कछ खतरो स िनपटत समय ः थापना-पवर ः तर पर ही अखडता का आकलन करन क िलए दबाव परीकषण करना उिचत होता ह दबाव परीकषण िव मान पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर िविनयमो की आव यकता क अनरप होना चािहए एकीकत आकलन क िलए ऐसी अन य प ितयो को भी ऊपर उिल लिखत प ितयो क अलावा सीजीडी कपनी ारा जसा वह उिचत समझ अपनाया जा सकता ह

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अनसची 6

सीजीडी नटवकर क िलए लाग एकीकत बध णाली की रपरखा बनाना मौजदा और नई ाकितक गस सचरण और िवतरण सीजीडी नटवकर क सभी चालक एकीकत बधन कायरबम बनाएग िजसम आव यक योजनाए कायारन वयन अनसची तथा उसक भाव का आकलन करना शािमल होगा तािक सीजीडी नटवकर का सरिकषत और िव वसनीय चालन सिनि चत िकया जा सक यह ः वीकार िकया गया ह िक व यापक सीजीडी नटवकर एकीकत बधन कायरबम िवः तत आकड़ा समह समीकरण और िव लषण पर आधािरत होता ह इसक अलावा एकीकत बधन कायरबम िविनिदर ट प ितयो िबयाओ तथा आकलन और िव लषण क िलए समय-सीमा या एकीकत आकलन योजना की भावकािरता क सबध म कायरबम क िन पादन क आधार पर इनक पिरणामो और उपशमन यासो क अनसार बनाए जा सकत ह बसलाइन और िन पादन आकड़ो क अभाव म एकीकत बधन कायरबम को कायारिन वत करन वाल चालको क िलए यह अिनवायर होगा िक आदशात मक एकीकत बधन कायरबम को ारभ म अपनाया जाए 61 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना सीजीडी नटवकर क भाग क रप म स थािपत सभी सीजीडी नटवकर तथा सब सिवधाओ को सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना म शािमल िकया जाएगा एकीकत बधन योजना की मल िबया का चब (िचऽ-1) म दि ारत िकया गया ह तथा आग का ब योरा यहा नीच िदया गया ह

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नही

हा

नही

हा

िचऽ-1 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना ndash वाह आकित

ारिभक आकड़ा एकऽ करना और उसकी समीकषा करना

खतर की पहचान करना

क या सभी खतरो का मल याकन िकया गया ह

पिरणाम और भाव िव लषण

अनसची 9 क अनसार आईएमएस की समीकषा

जोिखम आकलनमल याकन

एकीकत मल याकन

उपशमन और ितिबया

आकड़ा अ तन बनाना और एकीकरण

क या उपशमन और ितिबया अपिकषत ह

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611 ारिभक आकड़ एकऽीकरण समीकषा और एकीकरण जोिखम आकलन स सबिधत आकड़ो का ः वरप आकलन िकए जा रह खतर क आधार पर िभन न-िभन न होगा सीजीडी नटवकर और सबिधत जानकारी क आकड़ एकऽ करन का एक अिनवायर घटक ह िविश ट आव यकता क अनसार आकड़ उपयरक त भाग म उिल लिखत या अनकिलत िकसी भी रप म हो सकत ह आकड़ ऐस रप म होग जो भावी जोिखम आकलन म सहायक होग यह नोट िकया जाए िक एकीकत बधन कायरबम का कायारन वयन ः वय अितिरक त आकड़ो को एकऽ करगा और उन ह ाथिमकता दगा योजना का वष तक कायारन वयन होन स आकड़ो की माऽा और ः वरप म िवः तार होगा एकिऽत आकड़ जहा तक सभव हो पहचान गए खतरो की योज यता स सबिधत होन चािहए चयिनत आकड़ो क आधार की अनपलब धता एकीकत बधन कायरबम स खतर को िनकालन का कोई औिचत य नही ह आकड़ो क महत व क आधार पर ठोस इजीिनयिरग िनणरय यिद सभव हो तो उपलबध सचना क आधार पर उ ोग क आकड़ो स सब करक तथा जोिखम आकलन क िलए उत क ट प ितयो का इः तमाल करत हए िलया जाए आकड़ एकऽ करन क दौरान चार बातो को ध यान म रखा जाना चािहए 1) आकड़ो को व यविः थत करना

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण िकसी सामान य ः थल पर करना यह िनपट जान वाल जोिखम का पता लगान म मदद करता ह 2) आकड़ो का इितहास

िकसी आकड़ क अः थायी पहलओ का बधन करन की योग यता होना 3) आकड़ो का सामान यीकरण

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण करना िजसस िविभन न पहलओ का िव लषण हो सक 4) आकड़ो की सटीकता और िव वसनीयता

िनणरय लन की कषमता क िलए अपिकषत महत वपणर िनणारयक आकड़

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612 खतर का पता लगाना गस पाइपलाइन सबधी घटना आकड़ो का अतररार शीय पाइपलाइन अनसधान सिमित (पीआरसीआई) ारा िव लिषत और वग करण िकया गया ह जो पाइपलाइन एकीकत क खतर क िलए 22 मल कारणो का ितिनिधत व करती ह चालक ारा सिचत एक कारण OcircअजञातOtilde ह शष 21 खतरो को समय की िनभररता क आधार पर तीन समहो म बाटा गया ह तथा इस आग उनकी कित और िवकास िवशषजञता क अनसार सबिधत असफल यासो को नौ ौिणयो म बाटा गया ह जो िनम न कार ह (I) समय आधािरत खतर

1) बाहरी कषरण

2) आतिरक कषरण

3) दबाव स कषरणमः त ः थानो का टटना (II) ः थायी खतर

4) िनमारण सबधी दोष

i पाइप की सीवन म दोष

ii दोषपणर पाइप

5) विल डगिकशन स सबिधत

i दोषपणर पाइप पिरिध वल ड

ii दोषपणर फीकशन वल ड

iii मोड म िसकड़न या बकल

iv उधड़ धागटटी पाइपयग मन असफलता

6) उपकरण

i गःकट ओ-िरग म खराबी

ii िनयऽणराहत उपकरण खराबी

iii सील पप पिकग म खराबी

iv िविवध (III) समय आधािरत खतर

7) ततीय पकषयािऽक कषित i थम ि तीय ततीय पकष ारा पहचाई गई कषित (तात कािलकतत काल

खराबी होना)

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ii पहल स कषितमः त पाइप (िवलिबत असफलता णाली)

iii तोड़फोड़ करना

iv चहो ारा काटना

v इलिक शक आकर बनाना 8) गलत चालन िबया

9) मौसम सबिधत और बाहरी शिक त

i मौसम स सबिधत

ii िबजली िगरना

iii भारी वषार या बाढ़ आना

iv पथ वी की हलचल उपयरक त क अलावा भिम की प ित क आधार पर कछ अन य जोिखम भी लाग होग i खाड़ी कषऽ भाव

ii कीचड़दार भिम भाव

iii नदी क अदर की हलचल सीजीडी कपनी अपन नटवकर म खतरो का पता लगान क िलए अपनी िनजी प ित या आकड़ो क ॐोत को चन सकती ह कछ आकड़ो का ॐोत िनम निलिखत हो सकता ह -

- िपछली तकनीकी लखा-परीकषािनरीकषण िरपोट

- कथोिडक सरकषा णाली सवकषण और िनगरानी िरपोट

- घटना की जाच और मल कारणो का पता लगान क िलए िव लषणो का िरकाडर

- दघरटना या अवसर आधािरत खदाई और िनरीकषण

- सीजीडी नटवकर कषित और दोष िरपोट

- मरम मत और रखरखाव कायरकलाप

- िनयिमत और िपछल चालन सबधी आकड़

- अिभकल प (मागर सवकषण िरकाडर) िनमारण चालन एव रखरखाविनगरानीग त क दौरान पता लगाए गए जोिखमो का रिजः टर

- िनमारण और रखरखाव अिभलख (अनरकषण बकलॉग सिहत) इितहास िनमारण की प ित जाच और िनरीकषण आकड़ आिद

- िविभन न शीष क अतगरत कपनी की आतिरक िविशि टया

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- पाइिपग और इस मटशन डॉयमाम पाइप-बक िडजाइन और िविनमारण दः तावज िनिमरत दः तावज और साइगो आिद जस िरकाड तथा भौगोिलक सचना णाली क योग ारा सीजीडी नटवकर डॉटा

- णाली सशोधन िरकाडर तथा इितहास - मल उपकरण िविनमारताओ और आपितरकतारओ तथा अन य मािणत ततीय

पकषो क साथ परामशर

यह नोट िकया जाए िक उपयरक त सची कवल िनदशात मक ह और सीजीडी कपनी अपन अनभव और ठोस िनणरय क आधार पर आकड़ो क िकसी रप का योग करन क िलए ः वतऽ ह इसक अलावा नटवकर स जड़ जोिखम का सीजीडी कपनी की सिवधानसार िव लषण िकया जाए जो नटवकर क खतरो और एकरपता क कार क िवगत अनभव पर आधािरत हो 613 पिरणाम और भाव िव लषण एक बार खतरनाक घटनाओ की पहचान होन पर जोिखम िव लषण म अगला कदम उनक पिरणामो का िव लषण होता ह अथारत सभी पहचान िकए गए जोिखमो स जनता सपित त और पयारवरण को होन वाल नकसान की िवशालता का अनमान लगाना इन पिरणामो म िरसाव अिग नकाड िवः फोट गस का बादल बनना आिद शािमल होता ह गिणतीय मॉडल उदाहरण क िलए पिरणाम मॉडल का इः तमाल करक पिरणाम आकलन को परा िकया जा सकता ह

उच च पिरणाम कषऽ (एचसीए) की पहचान - उच च पिरणाम कषऽो क मानदड को परा करन क िलए सीजीडी नटवकर क ः थलो की पहचान की जाती ह सामान यतया य अत यिधक आबादी वाल कषऽ होत ह उक त सिवधाओ को खाली करना किठन होता ह (जस अः पताल या ः कल) तथा ऐस ः थल जहा भीड़ जटती ह (जस पजा ः थल कायारलय भवन या कषऽ) सभािवत भाव कषऽ क सबध म िवः तत जानकारी क िलए एएसएमई बी 318 एस क खण ड स 32 का सदभर ल

614 जोिखम बधन और जोिखम आकलन

एकिऽत आकड़ो का योग सीजीडी नटवकर और सबिधत सिवधाओ का जोिखम आकलन करन क िलए िकया जाता ह ऐसी अनक जोिखम आकलन प ितया ह िजन ह उपलब ध आकड़ो और जोिखम की कित क आधार पर लाग िकया जा सकता ह सीजीडी कपनी

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को णाली की आव यकताओ को परा करन क िलए प ित को अपन अनरप बनाना चािहए जोिखम आकलन सीजीडी कपिनयो को आकड़ और सचना को व यविः थत करन म मदद करता ह तािक व अपन कायरकलापो की ाथिमकता पर योजनाए बना सक जोिखम आकलन करन म त यक जोिखम क िलए घटना और पिरणाम की सभावना तथा व यिक तगत जोिखम दर को िवचाराथर अितम जोिखम दर ाप त करक जोड़ा जाना चािहए

जोिखम दर = सभािवत दर x पिरणाम दर

सभािवत दर - सभािवत दर को उ ोग अनभव और कपनी क िवगत अनभव क आधार पर घटना की सभाव यता क िलए उपयक त माऽात मक मल य दत हए िनधारिरत िकया जाए

उदाहरण क िलए सभािवत माऽा दर 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 लाग की जाए और सभाव यताओ का साप तािहक मािसक छमाही वािषरक आिद क अनसार िव लषण िकया जाए घटना की सभावना क बढ़न पर दर बढ़ा दी जानी चािहए

पिरणाम दर - इसी कार पिरणाम दर को उपयक त माऽात मक मल य को जोिखम घटन

क पिरणाम क अनसार िनधारिरत िकया जाए और इस लोगो पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव दखकर व यिक तगत रप स बनाया जाता ह एक सीजीडी कपनी इनम स लाग कई तथ यो पर िवचार कर सकती ह या अपकषा क अनसार अितिरक त तथ यो को पिरभािषत कर सकती ह

उदाहरण क िलए त यक ौणी (जनता पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव) को 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 तक की माऽा की पिरणाम दर क अनसार लाग िकया जाए और इनम स उच च दर को िवचाराधीन पिरणाम दर क रप म िलया जाना चािहए उदाहरण क िलए लोगो पर भाव को मामली या बड़ी चोट एक या अिधक हताहतो आिद क रप म पिरभािषत िकया जा सकता ह इसी कार व यावसाियक हािन को बढ़त हए आिथरक क िलए िवशषीकत िकया जा सकता ह भाव क बढ़न पर दर बढ़त बम म होनी चािहए उपयरक त क अनसार जोिखम आकलन मॉडल सीजीडी नटवकर या सकाय क अदर जोिखमो की कित और ः थलो क बार म बहतर समझ बनान म मदद करता ह लिकन कवल जोिखम आकलन प ित पर ही परी तरह भरोसा नही िकया जा सकता िजसस जोिखम आकलन का पता लगान या जञात जोिखमो का पता लगान या उनका उपशमन करन का

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पता चल सक जोिखम आकलन प ित का योग जानकारी अनभवी कािमरको (िवषय स सबिधत िवशषजञो और दकषता स पिरिचत लोगो) क सदभर म िकया जाना चािहए अितिरक त आकड़ा घटको का िनगमन या दकषता आकड़ो म पिरवतरन जोिखम आकलन िबया का अिभन न अग ह जोिखम दर की समीकषा की जानी चािहए और पवर-िनधारिरत हः तकषप या जब अितिरक त आकड़ या सचना उपलब ध होती ह क बाद आव यक पिरवतरन िकए जाएग िनयिमत अ तन कायर सिनि चत करन क िलए मख णाली पिरवतरनो और आशोधनो क िलए भावी िबया ः थािपत की जाएगी जो णाली की जोिखम दर को भािवत कर सकत ह और यह पिरवतरन करन क बाद जोिखम आकलन िबया को शािमल करगा

जोिखम आकलन क िहः स क रप म कपनी को िनम निलिखत कायरकलाप लाग करन चािहए -

() िवतरण पाइपलाइनो क िलए कथोिडक सरकषा णाली और सीपी पयारप तता सवकषण करना तथा जोिखम ः तरो क आधार पर पता लगाई गई अिनयिमतताओ का वग करण करना

() पिरसपित तयो (पिरसपित त ितः थापन कायरकलाप की जानकारी क रप म) क जोिखम ः तर का पता लगान क िलए समय-समय पर िव लषण करना

() सभी सिचत पिरसपित त सबिधत घटनाओ और िन कष क िलए जोिखम िव लषण और आकलन (ासिगक ः टील पाइपलाइन और एमडीपीई दशरन या खदाई सिहत)

() पिरसपित तयो की जञात जोिखमो का एक रिजः टर तयार करना रखरखाव करना तथा अ तन बनाना िजसम उनकी जोिखम दर शािमल हो

ाथिमकता म ाय जोिखम दर को घटत बम म बाटना शािमल ह ारिभक यासो और जाच योजनो क िलए जोिखम पिरणामो का उच च-मध यम-न यन आधार पर या सािख यकीय मल य क रप म मल याकन िकया जा सकता ह जब खण डो की समान जोिखम क साथ तलना की जाए तो असफलता की सभावना और उसक पिरणामो पर अलग स िवचार िकया जाए सब उपलब धता (वाह बद िवकल प) सिहत तथ य तथा णाली ापट आव यकताए भी ाथिमकता को भािवत कर सकती ह

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615 एकीकत आकलन सीजीडी खण ड क एकीकत का आकलन करन क िलए िपछल खड क अनसार सवारिधक महत वपणर जोिखम और खतर का समाधान करन और उपयक त एकीकत आकलन प ित का िनधाररण करन क िलए एक योजना बनाई जानी चािहए एकीकत आकलन क िलए िनम निलिखत प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह (क) टी4एस मानको क अनसार जाच दबाव की ः थापना स पवर हाइसोजन जाच करना (ख) बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए)

(ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण आिद इन िविनयमो की अनसची 5 म िविभन न अखण डता आकलन प ितयो का सिकषप त िववरण भी उपलब ध करवाया गया ह उपयक त अखण डता आकलन प ित का चयन सबस महत वपणर खतरो पर आधािरत होगा जहा कोई िवशष खण ड अितसवदनशील हो सीजीडी नटवकर क िविश ट खतरो क आधार पर एक या अिधक एकीकत आकलन प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह सीजीडी नटवकर णाली का चालक त यक खतर और जोिखम क िलए सवारिधक उपयक त एकीकत आकलन प ित का एक चाटर बनाएगा और उसका समय-समय पर आकलन करगा चालक ऐस आकलन क िलए उपयक त िविशि टया और गणवत ता िनयऽण योजना भी बनाएगा आकलन की भावकािरता ः थािपत करन क बाद आकलन की समयाविध म आग सशोधन िकया जाना चािहए बशत िक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 तथा अन य सगत िविनयम शािमल हो 616 ितिबया और उपशमन

इस खण ड म िनरीकषण मरम मत कायरकलापो ारा ाप त सकतको की ितिबया की अनसची शािमल ह उक त असरिकषत िः थित सीजीडी नटवकर की अखण डता क खतर को कम या समाप त करन क िलए िनवारक काररवाई म सधार या समािप त को भािवत कर सकती ह तथा भावी िनरीकषण अतराल बना सकती ह ऐसी ितिबया को तत काल कायारिन वत िकया जाए जो िनधारिरत समयाविध या णाली म शािमल हो िजनकी िनरीकषण पिरणाम क आधार पर सरलता स िनगरानी की जा सकती ह

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कछ उपशमन काररवाई की सची नीच दी गई ह - (क) कथोिडक सरकषा क पयारप तता ः तर को बढ़ान सबधी काररवाई जस कथोिडक सरकषा

क मौजदा ः तर म वि अितिरक त कषमता की ः थापना आिद

(ख) िव लषण िन कषर क आधार पर पिरसपित तयो को बदलनाउनकी मरम मत

(ग) काररवाई करन पर िनणरय लन क िलए उपकरण आपितरकतारओ क साथ परामशर करना

सकषप म उपशमन काररवाई क िलए िनम निलिखत दि टकोण अपनाया जाए

महत वपणर कायरकलाप या कायरकलाप सामान य रप स

िकए शर िकए गए कायरकलाप िवशष ध यान िदए

जान की आव यकता महत वपणर कायरकलापो की योजनाओ की कपनी ारा समय-समय पर समीकषा की जानी चािहए तािक एकीकत बधन को भािवत करन वाल सगठनात मक और बाहरी कारको म ससाधन (साधन) आव यकता तथा आव यक पिरवतरन िकया जा सक 62 िन पादन योजना त यक सीजीडी कपनी उपयक त िन पादन सकतको को पिरभािषत करगी िजसस कपनी की पिरसपित तयो क िविभन न पहलओ क एकीकत ः तरो की िः थित की िनगरानी की जा सक पवर पिरभािषत लआ यो की तलना म इन सकतको की (आविधक आधार पर) िनयिमत िनगरानी पिरसपित त िन पादन की भावकािरता का आकलन करन म मदद करती ह कपनी अपनी िनजी णाली क अतगरत एकीकत बधन कायरबम क िन पादन की णाली तथा उ ोग-व यापी आधार पर अन य णािलयो क साथ इसकी तलना भी कर सकती ह

एकीकत आकलन पिरणाम

परवितरत वािषरक रखरखाव योजनाओ म अितिरक त बारबारता या काररवाई को शािमल करना

मल याकन की गई उपशमन

ऐस सभी महत वपणर या िवशष कायरकलापो क िलए योजनाए बनाना और उन ह बाद की व यावसाियक और वािषरक योजनाओ म शािमल करना िजसम ससाधनो का आबटन करना भी शािमल हो

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ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

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8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

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गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

26

अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

27

अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

28

73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

29

अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

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The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

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62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

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63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

8

(घ) पिरवतरन का बधन यह एकीकत बधन योजना को अ तन बनान क िलए एकीकत बधन योजना म णाली पिरवतरन (तकनीकी भौितक िबयात मक और सगठनात मक पिरवतरन) को शािमल करन की एक िबया ह

(ड) गणवत ता िनयऽण यह एकीकत बधन योजना म पिरभािषत िबया क

िन पादन म गणवत ता की आव यकता को ः थािपत करन की िबया ह इन तत वो का आग अनसची 6 म िवः तत ब यौरा दशारया गया ह

9

अनसची 3

सीजीडी णाली का िववरण 31 भौितक िववरण सीजीडी नटवकर क िववरण म अिभकल प िविशि टया लम बाई मख ः थापना ब यौर क सबध म ाथिमक नटवकर ि तीय और ततीय नटवकर का िविश ट िववरण शािमल ह जस

311 उप पारषण पाइपलाइन (एसटीपीएल)

312 नगर गस ः टशन (सीजीएस)

313 गध णाली 314 ः टील पाइपलाइन नटवकर

315 ि तीयक पीई नटवकर 316 ततीयक नटवकर पीई जीआई औरया ताबा

317 िजला िविनयऽण ः टशन (डीआरएस)

318 पथक वाल व (ः टील पीई)

319 मख य सीएनजी ः टशन ndash मख य ऑनलाइन सहायक बः टर ः टशन (डीबीएस)

3110 पथक दबाव िविनयामक ः टशन (आईपीआरएस) सामान य दबाव िविनयामक ः टशन (सीपीआरएस) मीटिरग ः टशन (एमआरएस)

3111 िनयऽण ककष औरया मॉः टर िनयऽण ः टशन (यिद कोई हो)

3112 उपकरण और िव तीय णाली ािप त (यिद कोई हो) 3114 सरकषा उपकरण

3115 माहक आधार (पीएनजी सीएनजी औ ोिगक और वािणिज यक)

32 अन य िववरण

321 अन य भौगोिलक कषऽपाइपलाइनसिवधाओ (यिद उपलब ध हो) क साथ अतराप ठ

322 घटना की िरपोिटग

323 अिभकल प िनमारण चालन रखरखाव आिद स सबिधत लखन पर सचना आिद 324 सािविधक आव यकताए

10

अनसची 4

उपयक त एकीकत णाली का चयन 41 सीजीडी नटवकर की एकीकत बधन णाली िन पादन आधािरत आईएमएस या

िनदशात मक आधािरत एकीकत बधन णाली अपना सकती ह जबिक सीजीडी उ ोग को सीजीडी चालनो का काफी अच छा अनभव ाप त िकया ह तथा सीजीडी उ ोग काफी पिरपक व ह अत िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली को वि वक ः तर पर सराहा जाता ह तथािप जहा सीजीडी नटवकर िवकासशील चरण म हो वहा िनदशात मक आधािरत एकीकत बधन णाली की सः तित की जा सकती ह जबिक िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली कपनी क अनभव को मान यता दती ह जो सीजीडी नटवकर का चालन कर रही ह लिकन िनदशात मक कार की एकीकत बधन णाली अिधक कठोर होती ह क योिक इसम सीजीडी नटवकर म असफलता क सबस खराब मामलो और पिरद य उपशमन क सबस खराब मामला पिरद य पर िवचार िकया जाता ह

42 य िप इन िविनयमो म बाद की अनसची व याख या और िन पादन दोनो पर लाग

होती ह वतरमान िविनयम मख यत पयारप त ऐितहािसक एकीकत बधन णाली आकड़ो क अभाव म िनदशात मक पहलओ पर ध यान किन ित िकया जाता ह

43 एकीकत णाली की आदशात मक कित म जोिखम का पता लगान उनक

पिरणामो और उपशमन की मािणत प ित हत ः थािपत िबया का कायारन वयन करन का अिधदश िदया गया ह इसम तकनीकी पहलओ स सबिधत एकीकत बधन योजना तथा पिरवतरन क बधन का आतिरक िवकास करन का भी अिधदश िदया गया ह आज की तारीख म भारत म सीजीडी उ ोग क िवकास क आधार पर आदशात मक कित की एकीकत बधन णाली तयार करन पर िवचार िकया गया ह तािक भारत म सभी सीजीडी नटवकर का कायारन वयन िकया जा सक इसक अलावा सीजीडी उ ोग क पिरपक व होन और पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय गस िवतरण नटवकर क तकनीकी मानको सिहत िविशि टया) िविनयमन 2008 क अनसार पयारप त अिभलख का आकड़ा एकऽ करन पर बोडर ारा सीजीडी नटवकर क िलए िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली की िसफािरश करन हत एक समीकषा णाली पर िवचार िकया जा सकता ह

11

अनसची 5

एकीकत आकलन साधन

एकीकत आकलन क कछ साधन नीच िदए गए ह चालक को सीजीडी नटवकर क िलए आईएमएस ाप त करन हत िजतन अिधक साधनो का इः तमाल करन की आव यकता हो करना चािहए यह नोट िकया जाए िक िविश ट उपाय क िलए बसलाइन आकड़ तत काल गणक क रप म चालक क पास उपलब ध होन चािहए (क) त यकष आकलन और मल याकन सीजीडी नटवकर खण डो क बाहरी िहः स पर जग लगन क खतर का पता लगान क िलए बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए) का इः तमाल िकया जा सकता ह बाहरी कषरण त यकष आकलन िबया क िनम निलिखत चार घटक ह

() पवर-आकलन

() िनरीकषण

() जाच और मल याकन

() मल याकन उपरान त

बाहरी जग लगन क त यकष आकलन को लाग करत समय और जब पाइप खल म लगी हो तो कपनी को बाहरी जग लगन क अलावा खतरो (जस यािऽक और कोिटग कषित) की भी जाच करन की सलाह दी जाती ह (ख) बसलाइन मल यो की तलना म मोटाई का आकलन तथा आविधक समीकषा

सभी सीजीडी नटवकर िः कड और दबाव वसल की आविधक मोटाई आकलन तथा बसलाइन मल यो की तलना वषर म एक बार की जानी चािहए (ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण

कथोिडक सरकषा पयारप तता सवकषण कराया जाना चािहए तािक सपणर ः टील नटवकर पाइपलाइनो को शािमल िकया जा सक तािक अपयारप त कथोिडक सरकषा ः तर तथा ः टील पाइपलाइन म अन य अिनयिमतताओ और िवसगितयो का पता लगाया जा सक ऑपरटर ारा उपयक त िबयाओ को ः थािपत िकया जाए तािक पाइपलाइन िवः तार और नवीन पिरयोजनाओ क पयारप त कथोिडक सरकषा ः तर का लखा-जोखा रखा जा सक

12

(घ) दबाव परीकषण

कछ खतरो स िनपटत समय ः थापना-पवर ः तर पर ही अखडता का आकलन करन क िलए दबाव परीकषण करना उिचत होता ह दबाव परीकषण िव मान पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर िविनयमो की आव यकता क अनरप होना चािहए एकीकत आकलन क िलए ऐसी अन य प ितयो को भी ऊपर उिल लिखत प ितयो क अलावा सीजीडी कपनी ारा जसा वह उिचत समझ अपनाया जा सकता ह

13

अनसची 6

सीजीडी नटवकर क िलए लाग एकीकत बध णाली की रपरखा बनाना मौजदा और नई ाकितक गस सचरण और िवतरण सीजीडी नटवकर क सभी चालक एकीकत बधन कायरबम बनाएग िजसम आव यक योजनाए कायारन वयन अनसची तथा उसक भाव का आकलन करना शािमल होगा तािक सीजीडी नटवकर का सरिकषत और िव वसनीय चालन सिनि चत िकया जा सक यह ः वीकार िकया गया ह िक व यापक सीजीडी नटवकर एकीकत बधन कायरबम िवः तत आकड़ा समह समीकरण और िव लषण पर आधािरत होता ह इसक अलावा एकीकत बधन कायरबम िविनिदर ट प ितयो िबयाओ तथा आकलन और िव लषण क िलए समय-सीमा या एकीकत आकलन योजना की भावकािरता क सबध म कायरबम क िन पादन क आधार पर इनक पिरणामो और उपशमन यासो क अनसार बनाए जा सकत ह बसलाइन और िन पादन आकड़ो क अभाव म एकीकत बधन कायरबम को कायारिन वत करन वाल चालको क िलए यह अिनवायर होगा िक आदशात मक एकीकत बधन कायरबम को ारभ म अपनाया जाए 61 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना सीजीडी नटवकर क भाग क रप म स थािपत सभी सीजीडी नटवकर तथा सब सिवधाओ को सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना म शािमल िकया जाएगा एकीकत बधन योजना की मल िबया का चब (िचऽ-1) म दि ारत िकया गया ह तथा आग का ब योरा यहा नीच िदया गया ह

14

नही

हा

नही

हा

िचऽ-1 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना ndash वाह आकित

ारिभक आकड़ा एकऽ करना और उसकी समीकषा करना

खतर की पहचान करना

क या सभी खतरो का मल याकन िकया गया ह

पिरणाम और भाव िव लषण

अनसची 9 क अनसार आईएमएस की समीकषा

जोिखम आकलनमल याकन

एकीकत मल याकन

उपशमन और ितिबया

आकड़ा अ तन बनाना और एकीकरण

क या उपशमन और ितिबया अपिकषत ह

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611 ारिभक आकड़ एकऽीकरण समीकषा और एकीकरण जोिखम आकलन स सबिधत आकड़ो का ः वरप आकलन िकए जा रह खतर क आधार पर िभन न-िभन न होगा सीजीडी नटवकर और सबिधत जानकारी क आकड़ एकऽ करन का एक अिनवायर घटक ह िविश ट आव यकता क अनसार आकड़ उपयरक त भाग म उिल लिखत या अनकिलत िकसी भी रप म हो सकत ह आकड़ ऐस रप म होग जो भावी जोिखम आकलन म सहायक होग यह नोट िकया जाए िक एकीकत बधन कायरबम का कायारन वयन ः वय अितिरक त आकड़ो को एकऽ करगा और उन ह ाथिमकता दगा योजना का वष तक कायारन वयन होन स आकड़ो की माऽा और ः वरप म िवः तार होगा एकिऽत आकड़ जहा तक सभव हो पहचान गए खतरो की योज यता स सबिधत होन चािहए चयिनत आकड़ो क आधार की अनपलब धता एकीकत बधन कायरबम स खतर को िनकालन का कोई औिचत य नही ह आकड़ो क महत व क आधार पर ठोस इजीिनयिरग िनणरय यिद सभव हो तो उपलबध सचना क आधार पर उ ोग क आकड़ो स सब करक तथा जोिखम आकलन क िलए उत क ट प ितयो का इः तमाल करत हए िलया जाए आकड़ एकऽ करन क दौरान चार बातो को ध यान म रखा जाना चािहए 1) आकड़ो को व यविः थत करना

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण िकसी सामान य ः थल पर करना यह िनपट जान वाल जोिखम का पता लगान म मदद करता ह 2) आकड़ो का इितहास

िकसी आकड़ क अः थायी पहलओ का बधन करन की योग यता होना 3) आकड़ो का सामान यीकरण

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण करना िजसस िविभन न पहलओ का िव लषण हो सक 4) आकड़ो की सटीकता और िव वसनीयता

िनणरय लन की कषमता क िलए अपिकषत महत वपणर िनणारयक आकड़

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612 खतर का पता लगाना गस पाइपलाइन सबधी घटना आकड़ो का अतररार शीय पाइपलाइन अनसधान सिमित (पीआरसीआई) ारा िव लिषत और वग करण िकया गया ह जो पाइपलाइन एकीकत क खतर क िलए 22 मल कारणो का ितिनिधत व करती ह चालक ारा सिचत एक कारण OcircअजञातOtilde ह शष 21 खतरो को समय की िनभररता क आधार पर तीन समहो म बाटा गया ह तथा इस आग उनकी कित और िवकास िवशषजञता क अनसार सबिधत असफल यासो को नौ ौिणयो म बाटा गया ह जो िनम न कार ह (I) समय आधािरत खतर

1) बाहरी कषरण

2) आतिरक कषरण

3) दबाव स कषरणमः त ः थानो का टटना (II) ः थायी खतर

4) िनमारण सबधी दोष

i पाइप की सीवन म दोष

ii दोषपणर पाइप

5) विल डगिकशन स सबिधत

i दोषपणर पाइप पिरिध वल ड

ii दोषपणर फीकशन वल ड

iii मोड म िसकड़न या बकल

iv उधड़ धागटटी पाइपयग मन असफलता

6) उपकरण

i गःकट ओ-िरग म खराबी

ii िनयऽणराहत उपकरण खराबी

iii सील पप पिकग म खराबी

iv िविवध (III) समय आधािरत खतर

7) ततीय पकषयािऽक कषित i थम ि तीय ततीय पकष ारा पहचाई गई कषित (तात कािलकतत काल

खराबी होना)

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ii पहल स कषितमः त पाइप (िवलिबत असफलता णाली)

iii तोड़फोड़ करना

iv चहो ारा काटना

v इलिक शक आकर बनाना 8) गलत चालन िबया

9) मौसम सबिधत और बाहरी शिक त

i मौसम स सबिधत

ii िबजली िगरना

iii भारी वषार या बाढ़ आना

iv पथ वी की हलचल उपयरक त क अलावा भिम की प ित क आधार पर कछ अन य जोिखम भी लाग होग i खाड़ी कषऽ भाव

ii कीचड़दार भिम भाव

iii नदी क अदर की हलचल सीजीडी कपनी अपन नटवकर म खतरो का पता लगान क िलए अपनी िनजी प ित या आकड़ो क ॐोत को चन सकती ह कछ आकड़ो का ॐोत िनम निलिखत हो सकता ह -

- िपछली तकनीकी लखा-परीकषािनरीकषण िरपोट

- कथोिडक सरकषा णाली सवकषण और िनगरानी िरपोट

- घटना की जाच और मल कारणो का पता लगान क िलए िव लषणो का िरकाडर

- दघरटना या अवसर आधािरत खदाई और िनरीकषण

- सीजीडी नटवकर कषित और दोष िरपोट

- मरम मत और रखरखाव कायरकलाप

- िनयिमत और िपछल चालन सबधी आकड़

- अिभकल प (मागर सवकषण िरकाडर) िनमारण चालन एव रखरखाविनगरानीग त क दौरान पता लगाए गए जोिखमो का रिजः टर

- िनमारण और रखरखाव अिभलख (अनरकषण बकलॉग सिहत) इितहास िनमारण की प ित जाच और िनरीकषण आकड़ आिद

- िविभन न शीष क अतगरत कपनी की आतिरक िविशि टया

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- पाइिपग और इस मटशन डॉयमाम पाइप-बक िडजाइन और िविनमारण दः तावज िनिमरत दः तावज और साइगो आिद जस िरकाड तथा भौगोिलक सचना णाली क योग ारा सीजीडी नटवकर डॉटा

- णाली सशोधन िरकाडर तथा इितहास - मल उपकरण िविनमारताओ और आपितरकतारओ तथा अन य मािणत ततीय

पकषो क साथ परामशर

यह नोट िकया जाए िक उपयरक त सची कवल िनदशात मक ह और सीजीडी कपनी अपन अनभव और ठोस िनणरय क आधार पर आकड़ो क िकसी रप का योग करन क िलए ः वतऽ ह इसक अलावा नटवकर स जड़ जोिखम का सीजीडी कपनी की सिवधानसार िव लषण िकया जाए जो नटवकर क खतरो और एकरपता क कार क िवगत अनभव पर आधािरत हो 613 पिरणाम और भाव िव लषण एक बार खतरनाक घटनाओ की पहचान होन पर जोिखम िव लषण म अगला कदम उनक पिरणामो का िव लषण होता ह अथारत सभी पहचान िकए गए जोिखमो स जनता सपित त और पयारवरण को होन वाल नकसान की िवशालता का अनमान लगाना इन पिरणामो म िरसाव अिग नकाड िवः फोट गस का बादल बनना आिद शािमल होता ह गिणतीय मॉडल उदाहरण क िलए पिरणाम मॉडल का इः तमाल करक पिरणाम आकलन को परा िकया जा सकता ह

उच च पिरणाम कषऽ (एचसीए) की पहचान - उच च पिरणाम कषऽो क मानदड को परा करन क िलए सीजीडी नटवकर क ः थलो की पहचान की जाती ह सामान यतया य अत यिधक आबादी वाल कषऽ होत ह उक त सिवधाओ को खाली करना किठन होता ह (जस अः पताल या ः कल) तथा ऐस ः थल जहा भीड़ जटती ह (जस पजा ः थल कायारलय भवन या कषऽ) सभािवत भाव कषऽ क सबध म िवः तत जानकारी क िलए एएसएमई बी 318 एस क खण ड स 32 का सदभर ल

614 जोिखम बधन और जोिखम आकलन

एकिऽत आकड़ो का योग सीजीडी नटवकर और सबिधत सिवधाओ का जोिखम आकलन करन क िलए िकया जाता ह ऐसी अनक जोिखम आकलन प ितया ह िजन ह उपलब ध आकड़ो और जोिखम की कित क आधार पर लाग िकया जा सकता ह सीजीडी कपनी

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को णाली की आव यकताओ को परा करन क िलए प ित को अपन अनरप बनाना चािहए जोिखम आकलन सीजीडी कपिनयो को आकड़ और सचना को व यविः थत करन म मदद करता ह तािक व अपन कायरकलापो की ाथिमकता पर योजनाए बना सक जोिखम आकलन करन म त यक जोिखम क िलए घटना और पिरणाम की सभावना तथा व यिक तगत जोिखम दर को िवचाराथर अितम जोिखम दर ाप त करक जोड़ा जाना चािहए

जोिखम दर = सभािवत दर x पिरणाम दर

सभािवत दर - सभािवत दर को उ ोग अनभव और कपनी क िवगत अनभव क आधार पर घटना की सभाव यता क िलए उपयक त माऽात मक मल य दत हए िनधारिरत िकया जाए

उदाहरण क िलए सभािवत माऽा दर 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 लाग की जाए और सभाव यताओ का साप तािहक मािसक छमाही वािषरक आिद क अनसार िव लषण िकया जाए घटना की सभावना क बढ़न पर दर बढ़ा दी जानी चािहए

पिरणाम दर - इसी कार पिरणाम दर को उपयक त माऽात मक मल य को जोिखम घटन

क पिरणाम क अनसार िनधारिरत िकया जाए और इस लोगो पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव दखकर व यिक तगत रप स बनाया जाता ह एक सीजीडी कपनी इनम स लाग कई तथ यो पर िवचार कर सकती ह या अपकषा क अनसार अितिरक त तथ यो को पिरभािषत कर सकती ह

उदाहरण क िलए त यक ौणी (जनता पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव) को 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 तक की माऽा की पिरणाम दर क अनसार लाग िकया जाए और इनम स उच च दर को िवचाराधीन पिरणाम दर क रप म िलया जाना चािहए उदाहरण क िलए लोगो पर भाव को मामली या बड़ी चोट एक या अिधक हताहतो आिद क रप म पिरभािषत िकया जा सकता ह इसी कार व यावसाियक हािन को बढ़त हए आिथरक क िलए िवशषीकत िकया जा सकता ह भाव क बढ़न पर दर बढ़त बम म होनी चािहए उपयरक त क अनसार जोिखम आकलन मॉडल सीजीडी नटवकर या सकाय क अदर जोिखमो की कित और ः थलो क बार म बहतर समझ बनान म मदद करता ह लिकन कवल जोिखम आकलन प ित पर ही परी तरह भरोसा नही िकया जा सकता िजसस जोिखम आकलन का पता लगान या जञात जोिखमो का पता लगान या उनका उपशमन करन का

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पता चल सक जोिखम आकलन प ित का योग जानकारी अनभवी कािमरको (िवषय स सबिधत िवशषजञो और दकषता स पिरिचत लोगो) क सदभर म िकया जाना चािहए अितिरक त आकड़ा घटको का िनगमन या दकषता आकड़ो म पिरवतरन जोिखम आकलन िबया का अिभन न अग ह जोिखम दर की समीकषा की जानी चािहए और पवर-िनधारिरत हः तकषप या जब अितिरक त आकड़ या सचना उपलब ध होती ह क बाद आव यक पिरवतरन िकए जाएग िनयिमत अ तन कायर सिनि चत करन क िलए मख णाली पिरवतरनो और आशोधनो क िलए भावी िबया ः थािपत की जाएगी जो णाली की जोिखम दर को भािवत कर सकत ह और यह पिरवतरन करन क बाद जोिखम आकलन िबया को शािमल करगा

जोिखम आकलन क िहः स क रप म कपनी को िनम निलिखत कायरकलाप लाग करन चािहए -

() िवतरण पाइपलाइनो क िलए कथोिडक सरकषा णाली और सीपी पयारप तता सवकषण करना तथा जोिखम ः तरो क आधार पर पता लगाई गई अिनयिमतताओ का वग करण करना

() पिरसपित तयो (पिरसपित त ितः थापन कायरकलाप की जानकारी क रप म) क जोिखम ः तर का पता लगान क िलए समय-समय पर िव लषण करना

() सभी सिचत पिरसपित त सबिधत घटनाओ और िन कष क िलए जोिखम िव लषण और आकलन (ासिगक ः टील पाइपलाइन और एमडीपीई दशरन या खदाई सिहत)

() पिरसपित तयो की जञात जोिखमो का एक रिजः टर तयार करना रखरखाव करना तथा अ तन बनाना िजसम उनकी जोिखम दर शािमल हो

ाथिमकता म ाय जोिखम दर को घटत बम म बाटना शािमल ह ारिभक यासो और जाच योजनो क िलए जोिखम पिरणामो का उच च-मध यम-न यन आधार पर या सािख यकीय मल य क रप म मल याकन िकया जा सकता ह जब खण डो की समान जोिखम क साथ तलना की जाए तो असफलता की सभावना और उसक पिरणामो पर अलग स िवचार िकया जाए सब उपलब धता (वाह बद िवकल प) सिहत तथ य तथा णाली ापट आव यकताए भी ाथिमकता को भािवत कर सकती ह

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615 एकीकत आकलन सीजीडी खण ड क एकीकत का आकलन करन क िलए िपछल खड क अनसार सवारिधक महत वपणर जोिखम और खतर का समाधान करन और उपयक त एकीकत आकलन प ित का िनधाररण करन क िलए एक योजना बनाई जानी चािहए एकीकत आकलन क िलए िनम निलिखत प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह (क) टी4एस मानको क अनसार जाच दबाव की ः थापना स पवर हाइसोजन जाच करना (ख) बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए)

(ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण आिद इन िविनयमो की अनसची 5 म िविभन न अखण डता आकलन प ितयो का सिकषप त िववरण भी उपलब ध करवाया गया ह उपयक त अखण डता आकलन प ित का चयन सबस महत वपणर खतरो पर आधािरत होगा जहा कोई िवशष खण ड अितसवदनशील हो सीजीडी नटवकर क िविश ट खतरो क आधार पर एक या अिधक एकीकत आकलन प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह सीजीडी नटवकर णाली का चालक त यक खतर और जोिखम क िलए सवारिधक उपयक त एकीकत आकलन प ित का एक चाटर बनाएगा और उसका समय-समय पर आकलन करगा चालक ऐस आकलन क िलए उपयक त िविशि टया और गणवत ता िनयऽण योजना भी बनाएगा आकलन की भावकािरता ः थािपत करन क बाद आकलन की समयाविध म आग सशोधन िकया जाना चािहए बशत िक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 तथा अन य सगत िविनयम शािमल हो 616 ितिबया और उपशमन

इस खण ड म िनरीकषण मरम मत कायरकलापो ारा ाप त सकतको की ितिबया की अनसची शािमल ह उक त असरिकषत िः थित सीजीडी नटवकर की अखण डता क खतर को कम या समाप त करन क िलए िनवारक काररवाई म सधार या समािप त को भािवत कर सकती ह तथा भावी िनरीकषण अतराल बना सकती ह ऐसी ितिबया को तत काल कायारिन वत िकया जाए जो िनधारिरत समयाविध या णाली म शािमल हो िजनकी िनरीकषण पिरणाम क आधार पर सरलता स िनगरानी की जा सकती ह

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कछ उपशमन काररवाई की सची नीच दी गई ह - (क) कथोिडक सरकषा क पयारप तता ः तर को बढ़ान सबधी काररवाई जस कथोिडक सरकषा

क मौजदा ः तर म वि अितिरक त कषमता की ः थापना आिद

(ख) िव लषण िन कषर क आधार पर पिरसपित तयो को बदलनाउनकी मरम मत

(ग) काररवाई करन पर िनणरय लन क िलए उपकरण आपितरकतारओ क साथ परामशर करना

सकषप म उपशमन काररवाई क िलए िनम निलिखत दि टकोण अपनाया जाए

महत वपणर कायरकलाप या कायरकलाप सामान य रप स

िकए शर िकए गए कायरकलाप िवशष ध यान िदए

जान की आव यकता महत वपणर कायरकलापो की योजनाओ की कपनी ारा समय-समय पर समीकषा की जानी चािहए तािक एकीकत बधन को भािवत करन वाल सगठनात मक और बाहरी कारको म ससाधन (साधन) आव यकता तथा आव यक पिरवतरन िकया जा सक 62 िन पादन योजना त यक सीजीडी कपनी उपयक त िन पादन सकतको को पिरभािषत करगी िजसस कपनी की पिरसपित तयो क िविभन न पहलओ क एकीकत ः तरो की िः थित की िनगरानी की जा सक पवर पिरभािषत लआ यो की तलना म इन सकतको की (आविधक आधार पर) िनयिमत िनगरानी पिरसपित त िन पादन की भावकािरता का आकलन करन म मदद करती ह कपनी अपनी िनजी णाली क अतगरत एकीकत बधन कायरबम क िन पादन की णाली तथा उ ोग-व यापी आधार पर अन य णािलयो क साथ इसकी तलना भी कर सकती ह

एकीकत आकलन पिरणाम

परवितरत वािषरक रखरखाव योजनाओ म अितिरक त बारबारता या काररवाई को शािमल करना

मल याकन की गई उपशमन

ऐस सभी महत वपणर या िवशष कायरकलापो क िलए योजनाए बनाना और उन ह बाद की व यावसाियक और वािषरक योजनाओ म शािमल करना िजसम ससाधनो का आबटन करना भी शािमल हो

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ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

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8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

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गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

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अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

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अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

28

73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

29

अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

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614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

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An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

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The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

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62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

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63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

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Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

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SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

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Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

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SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

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Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

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SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

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APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

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APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

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APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

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ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

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अनसची 3

सीजीडी णाली का िववरण 31 भौितक िववरण सीजीडी नटवकर क िववरण म अिभकल प िविशि टया लम बाई मख ः थापना ब यौर क सबध म ाथिमक नटवकर ि तीय और ततीय नटवकर का िविश ट िववरण शािमल ह जस

311 उप पारषण पाइपलाइन (एसटीपीएल)

312 नगर गस ः टशन (सीजीएस)

313 गध णाली 314 ः टील पाइपलाइन नटवकर

315 ि तीयक पीई नटवकर 316 ततीयक नटवकर पीई जीआई औरया ताबा

317 िजला िविनयऽण ः टशन (डीआरएस)

318 पथक वाल व (ः टील पीई)

319 मख य सीएनजी ः टशन ndash मख य ऑनलाइन सहायक बः टर ः टशन (डीबीएस)

3110 पथक दबाव िविनयामक ः टशन (आईपीआरएस) सामान य दबाव िविनयामक ः टशन (सीपीआरएस) मीटिरग ः टशन (एमआरएस)

3111 िनयऽण ककष औरया मॉः टर िनयऽण ः टशन (यिद कोई हो)

3112 उपकरण और िव तीय णाली ािप त (यिद कोई हो) 3114 सरकषा उपकरण

3115 माहक आधार (पीएनजी सीएनजी औ ोिगक और वािणिज यक)

32 अन य िववरण

321 अन य भौगोिलक कषऽपाइपलाइनसिवधाओ (यिद उपलब ध हो) क साथ अतराप ठ

322 घटना की िरपोिटग

323 अिभकल प िनमारण चालन रखरखाव आिद स सबिधत लखन पर सचना आिद 324 सािविधक आव यकताए

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अनसची 4

उपयक त एकीकत णाली का चयन 41 सीजीडी नटवकर की एकीकत बधन णाली िन पादन आधािरत आईएमएस या

िनदशात मक आधािरत एकीकत बधन णाली अपना सकती ह जबिक सीजीडी उ ोग को सीजीडी चालनो का काफी अच छा अनभव ाप त िकया ह तथा सीजीडी उ ोग काफी पिरपक व ह अत िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली को वि वक ः तर पर सराहा जाता ह तथािप जहा सीजीडी नटवकर िवकासशील चरण म हो वहा िनदशात मक आधािरत एकीकत बधन णाली की सः तित की जा सकती ह जबिक िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली कपनी क अनभव को मान यता दती ह जो सीजीडी नटवकर का चालन कर रही ह लिकन िनदशात मक कार की एकीकत बधन णाली अिधक कठोर होती ह क योिक इसम सीजीडी नटवकर म असफलता क सबस खराब मामलो और पिरद य उपशमन क सबस खराब मामला पिरद य पर िवचार िकया जाता ह

42 य िप इन िविनयमो म बाद की अनसची व याख या और िन पादन दोनो पर लाग

होती ह वतरमान िविनयम मख यत पयारप त ऐितहािसक एकीकत बधन णाली आकड़ो क अभाव म िनदशात मक पहलओ पर ध यान किन ित िकया जाता ह

43 एकीकत णाली की आदशात मक कित म जोिखम का पता लगान उनक

पिरणामो और उपशमन की मािणत प ित हत ः थािपत िबया का कायारन वयन करन का अिधदश िदया गया ह इसम तकनीकी पहलओ स सबिधत एकीकत बधन योजना तथा पिरवतरन क बधन का आतिरक िवकास करन का भी अिधदश िदया गया ह आज की तारीख म भारत म सीजीडी उ ोग क िवकास क आधार पर आदशात मक कित की एकीकत बधन णाली तयार करन पर िवचार िकया गया ह तािक भारत म सभी सीजीडी नटवकर का कायारन वयन िकया जा सक इसक अलावा सीजीडी उ ोग क पिरपक व होन और पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय गस िवतरण नटवकर क तकनीकी मानको सिहत िविशि टया) िविनयमन 2008 क अनसार पयारप त अिभलख का आकड़ा एकऽ करन पर बोडर ारा सीजीडी नटवकर क िलए िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली की िसफािरश करन हत एक समीकषा णाली पर िवचार िकया जा सकता ह

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अनसची 5

एकीकत आकलन साधन

एकीकत आकलन क कछ साधन नीच िदए गए ह चालक को सीजीडी नटवकर क िलए आईएमएस ाप त करन हत िजतन अिधक साधनो का इः तमाल करन की आव यकता हो करना चािहए यह नोट िकया जाए िक िविश ट उपाय क िलए बसलाइन आकड़ तत काल गणक क रप म चालक क पास उपलब ध होन चािहए (क) त यकष आकलन और मल याकन सीजीडी नटवकर खण डो क बाहरी िहः स पर जग लगन क खतर का पता लगान क िलए बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए) का इः तमाल िकया जा सकता ह बाहरी कषरण त यकष आकलन िबया क िनम निलिखत चार घटक ह

() पवर-आकलन

() िनरीकषण

() जाच और मल याकन

() मल याकन उपरान त

बाहरी जग लगन क त यकष आकलन को लाग करत समय और जब पाइप खल म लगी हो तो कपनी को बाहरी जग लगन क अलावा खतरो (जस यािऽक और कोिटग कषित) की भी जाच करन की सलाह दी जाती ह (ख) बसलाइन मल यो की तलना म मोटाई का आकलन तथा आविधक समीकषा

सभी सीजीडी नटवकर िः कड और दबाव वसल की आविधक मोटाई आकलन तथा बसलाइन मल यो की तलना वषर म एक बार की जानी चािहए (ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण

कथोिडक सरकषा पयारप तता सवकषण कराया जाना चािहए तािक सपणर ः टील नटवकर पाइपलाइनो को शािमल िकया जा सक तािक अपयारप त कथोिडक सरकषा ः तर तथा ः टील पाइपलाइन म अन य अिनयिमतताओ और िवसगितयो का पता लगाया जा सक ऑपरटर ारा उपयक त िबयाओ को ः थािपत िकया जाए तािक पाइपलाइन िवः तार और नवीन पिरयोजनाओ क पयारप त कथोिडक सरकषा ः तर का लखा-जोखा रखा जा सक

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(घ) दबाव परीकषण

कछ खतरो स िनपटत समय ः थापना-पवर ः तर पर ही अखडता का आकलन करन क िलए दबाव परीकषण करना उिचत होता ह दबाव परीकषण िव मान पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर िविनयमो की आव यकता क अनरप होना चािहए एकीकत आकलन क िलए ऐसी अन य प ितयो को भी ऊपर उिल लिखत प ितयो क अलावा सीजीडी कपनी ारा जसा वह उिचत समझ अपनाया जा सकता ह

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अनसची 6

सीजीडी नटवकर क िलए लाग एकीकत बध णाली की रपरखा बनाना मौजदा और नई ाकितक गस सचरण और िवतरण सीजीडी नटवकर क सभी चालक एकीकत बधन कायरबम बनाएग िजसम आव यक योजनाए कायारन वयन अनसची तथा उसक भाव का आकलन करना शािमल होगा तािक सीजीडी नटवकर का सरिकषत और िव वसनीय चालन सिनि चत िकया जा सक यह ः वीकार िकया गया ह िक व यापक सीजीडी नटवकर एकीकत बधन कायरबम िवः तत आकड़ा समह समीकरण और िव लषण पर आधािरत होता ह इसक अलावा एकीकत बधन कायरबम िविनिदर ट प ितयो िबयाओ तथा आकलन और िव लषण क िलए समय-सीमा या एकीकत आकलन योजना की भावकािरता क सबध म कायरबम क िन पादन क आधार पर इनक पिरणामो और उपशमन यासो क अनसार बनाए जा सकत ह बसलाइन और िन पादन आकड़ो क अभाव म एकीकत बधन कायरबम को कायारिन वत करन वाल चालको क िलए यह अिनवायर होगा िक आदशात मक एकीकत बधन कायरबम को ारभ म अपनाया जाए 61 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना सीजीडी नटवकर क भाग क रप म स थािपत सभी सीजीडी नटवकर तथा सब सिवधाओ को सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना म शािमल िकया जाएगा एकीकत बधन योजना की मल िबया का चब (िचऽ-1) म दि ारत िकया गया ह तथा आग का ब योरा यहा नीच िदया गया ह

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नही

हा

नही

हा

िचऽ-1 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना ndash वाह आकित

ारिभक आकड़ा एकऽ करना और उसकी समीकषा करना

खतर की पहचान करना

क या सभी खतरो का मल याकन िकया गया ह

पिरणाम और भाव िव लषण

अनसची 9 क अनसार आईएमएस की समीकषा

जोिखम आकलनमल याकन

एकीकत मल याकन

उपशमन और ितिबया

आकड़ा अ तन बनाना और एकीकरण

क या उपशमन और ितिबया अपिकषत ह

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611 ारिभक आकड़ एकऽीकरण समीकषा और एकीकरण जोिखम आकलन स सबिधत आकड़ो का ः वरप आकलन िकए जा रह खतर क आधार पर िभन न-िभन न होगा सीजीडी नटवकर और सबिधत जानकारी क आकड़ एकऽ करन का एक अिनवायर घटक ह िविश ट आव यकता क अनसार आकड़ उपयरक त भाग म उिल लिखत या अनकिलत िकसी भी रप म हो सकत ह आकड़ ऐस रप म होग जो भावी जोिखम आकलन म सहायक होग यह नोट िकया जाए िक एकीकत बधन कायरबम का कायारन वयन ः वय अितिरक त आकड़ो को एकऽ करगा और उन ह ाथिमकता दगा योजना का वष तक कायारन वयन होन स आकड़ो की माऽा और ः वरप म िवः तार होगा एकिऽत आकड़ जहा तक सभव हो पहचान गए खतरो की योज यता स सबिधत होन चािहए चयिनत आकड़ो क आधार की अनपलब धता एकीकत बधन कायरबम स खतर को िनकालन का कोई औिचत य नही ह आकड़ो क महत व क आधार पर ठोस इजीिनयिरग िनणरय यिद सभव हो तो उपलबध सचना क आधार पर उ ोग क आकड़ो स सब करक तथा जोिखम आकलन क िलए उत क ट प ितयो का इः तमाल करत हए िलया जाए आकड़ एकऽ करन क दौरान चार बातो को ध यान म रखा जाना चािहए 1) आकड़ो को व यविः थत करना

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण िकसी सामान य ः थल पर करना यह िनपट जान वाल जोिखम का पता लगान म मदद करता ह 2) आकड़ो का इितहास

िकसी आकड़ क अः थायी पहलओ का बधन करन की योग यता होना 3) आकड़ो का सामान यीकरण

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण करना िजसस िविभन न पहलओ का िव लषण हो सक 4) आकड़ो की सटीकता और िव वसनीयता

िनणरय लन की कषमता क िलए अपिकषत महत वपणर िनणारयक आकड़

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612 खतर का पता लगाना गस पाइपलाइन सबधी घटना आकड़ो का अतररार शीय पाइपलाइन अनसधान सिमित (पीआरसीआई) ारा िव लिषत और वग करण िकया गया ह जो पाइपलाइन एकीकत क खतर क िलए 22 मल कारणो का ितिनिधत व करती ह चालक ारा सिचत एक कारण OcircअजञातOtilde ह शष 21 खतरो को समय की िनभररता क आधार पर तीन समहो म बाटा गया ह तथा इस आग उनकी कित और िवकास िवशषजञता क अनसार सबिधत असफल यासो को नौ ौिणयो म बाटा गया ह जो िनम न कार ह (I) समय आधािरत खतर

1) बाहरी कषरण

2) आतिरक कषरण

3) दबाव स कषरणमः त ः थानो का टटना (II) ः थायी खतर

4) िनमारण सबधी दोष

i पाइप की सीवन म दोष

ii दोषपणर पाइप

5) विल डगिकशन स सबिधत

i दोषपणर पाइप पिरिध वल ड

ii दोषपणर फीकशन वल ड

iii मोड म िसकड़न या बकल

iv उधड़ धागटटी पाइपयग मन असफलता

6) उपकरण

i गःकट ओ-िरग म खराबी

ii िनयऽणराहत उपकरण खराबी

iii सील पप पिकग म खराबी

iv िविवध (III) समय आधािरत खतर

7) ततीय पकषयािऽक कषित i थम ि तीय ततीय पकष ारा पहचाई गई कषित (तात कािलकतत काल

खराबी होना)

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ii पहल स कषितमः त पाइप (िवलिबत असफलता णाली)

iii तोड़फोड़ करना

iv चहो ारा काटना

v इलिक शक आकर बनाना 8) गलत चालन िबया

9) मौसम सबिधत और बाहरी शिक त

i मौसम स सबिधत

ii िबजली िगरना

iii भारी वषार या बाढ़ आना

iv पथ वी की हलचल उपयरक त क अलावा भिम की प ित क आधार पर कछ अन य जोिखम भी लाग होग i खाड़ी कषऽ भाव

ii कीचड़दार भिम भाव

iii नदी क अदर की हलचल सीजीडी कपनी अपन नटवकर म खतरो का पता लगान क िलए अपनी िनजी प ित या आकड़ो क ॐोत को चन सकती ह कछ आकड़ो का ॐोत िनम निलिखत हो सकता ह -

- िपछली तकनीकी लखा-परीकषािनरीकषण िरपोट

- कथोिडक सरकषा णाली सवकषण और िनगरानी िरपोट

- घटना की जाच और मल कारणो का पता लगान क िलए िव लषणो का िरकाडर

- दघरटना या अवसर आधािरत खदाई और िनरीकषण

- सीजीडी नटवकर कषित और दोष िरपोट

- मरम मत और रखरखाव कायरकलाप

- िनयिमत और िपछल चालन सबधी आकड़

- अिभकल प (मागर सवकषण िरकाडर) िनमारण चालन एव रखरखाविनगरानीग त क दौरान पता लगाए गए जोिखमो का रिजः टर

- िनमारण और रखरखाव अिभलख (अनरकषण बकलॉग सिहत) इितहास िनमारण की प ित जाच और िनरीकषण आकड़ आिद

- िविभन न शीष क अतगरत कपनी की आतिरक िविशि टया

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- पाइिपग और इस मटशन डॉयमाम पाइप-बक िडजाइन और िविनमारण दः तावज िनिमरत दः तावज और साइगो आिद जस िरकाड तथा भौगोिलक सचना णाली क योग ारा सीजीडी नटवकर डॉटा

- णाली सशोधन िरकाडर तथा इितहास - मल उपकरण िविनमारताओ और आपितरकतारओ तथा अन य मािणत ततीय

पकषो क साथ परामशर

यह नोट िकया जाए िक उपयरक त सची कवल िनदशात मक ह और सीजीडी कपनी अपन अनभव और ठोस िनणरय क आधार पर आकड़ो क िकसी रप का योग करन क िलए ः वतऽ ह इसक अलावा नटवकर स जड़ जोिखम का सीजीडी कपनी की सिवधानसार िव लषण िकया जाए जो नटवकर क खतरो और एकरपता क कार क िवगत अनभव पर आधािरत हो 613 पिरणाम और भाव िव लषण एक बार खतरनाक घटनाओ की पहचान होन पर जोिखम िव लषण म अगला कदम उनक पिरणामो का िव लषण होता ह अथारत सभी पहचान िकए गए जोिखमो स जनता सपित त और पयारवरण को होन वाल नकसान की िवशालता का अनमान लगाना इन पिरणामो म िरसाव अिग नकाड िवः फोट गस का बादल बनना आिद शािमल होता ह गिणतीय मॉडल उदाहरण क िलए पिरणाम मॉडल का इः तमाल करक पिरणाम आकलन को परा िकया जा सकता ह

उच च पिरणाम कषऽ (एचसीए) की पहचान - उच च पिरणाम कषऽो क मानदड को परा करन क िलए सीजीडी नटवकर क ः थलो की पहचान की जाती ह सामान यतया य अत यिधक आबादी वाल कषऽ होत ह उक त सिवधाओ को खाली करना किठन होता ह (जस अः पताल या ः कल) तथा ऐस ः थल जहा भीड़ जटती ह (जस पजा ः थल कायारलय भवन या कषऽ) सभािवत भाव कषऽ क सबध म िवः तत जानकारी क िलए एएसएमई बी 318 एस क खण ड स 32 का सदभर ल

614 जोिखम बधन और जोिखम आकलन

एकिऽत आकड़ो का योग सीजीडी नटवकर और सबिधत सिवधाओ का जोिखम आकलन करन क िलए िकया जाता ह ऐसी अनक जोिखम आकलन प ितया ह िजन ह उपलब ध आकड़ो और जोिखम की कित क आधार पर लाग िकया जा सकता ह सीजीडी कपनी

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को णाली की आव यकताओ को परा करन क िलए प ित को अपन अनरप बनाना चािहए जोिखम आकलन सीजीडी कपिनयो को आकड़ और सचना को व यविः थत करन म मदद करता ह तािक व अपन कायरकलापो की ाथिमकता पर योजनाए बना सक जोिखम आकलन करन म त यक जोिखम क िलए घटना और पिरणाम की सभावना तथा व यिक तगत जोिखम दर को िवचाराथर अितम जोिखम दर ाप त करक जोड़ा जाना चािहए

जोिखम दर = सभािवत दर x पिरणाम दर

सभािवत दर - सभािवत दर को उ ोग अनभव और कपनी क िवगत अनभव क आधार पर घटना की सभाव यता क िलए उपयक त माऽात मक मल य दत हए िनधारिरत िकया जाए

उदाहरण क िलए सभािवत माऽा दर 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 लाग की जाए और सभाव यताओ का साप तािहक मािसक छमाही वािषरक आिद क अनसार िव लषण िकया जाए घटना की सभावना क बढ़न पर दर बढ़ा दी जानी चािहए

पिरणाम दर - इसी कार पिरणाम दर को उपयक त माऽात मक मल य को जोिखम घटन

क पिरणाम क अनसार िनधारिरत िकया जाए और इस लोगो पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव दखकर व यिक तगत रप स बनाया जाता ह एक सीजीडी कपनी इनम स लाग कई तथ यो पर िवचार कर सकती ह या अपकषा क अनसार अितिरक त तथ यो को पिरभािषत कर सकती ह

उदाहरण क िलए त यक ौणी (जनता पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव) को 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 तक की माऽा की पिरणाम दर क अनसार लाग िकया जाए और इनम स उच च दर को िवचाराधीन पिरणाम दर क रप म िलया जाना चािहए उदाहरण क िलए लोगो पर भाव को मामली या बड़ी चोट एक या अिधक हताहतो आिद क रप म पिरभािषत िकया जा सकता ह इसी कार व यावसाियक हािन को बढ़त हए आिथरक क िलए िवशषीकत िकया जा सकता ह भाव क बढ़न पर दर बढ़त बम म होनी चािहए उपयरक त क अनसार जोिखम आकलन मॉडल सीजीडी नटवकर या सकाय क अदर जोिखमो की कित और ः थलो क बार म बहतर समझ बनान म मदद करता ह लिकन कवल जोिखम आकलन प ित पर ही परी तरह भरोसा नही िकया जा सकता िजसस जोिखम आकलन का पता लगान या जञात जोिखमो का पता लगान या उनका उपशमन करन का

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पता चल सक जोिखम आकलन प ित का योग जानकारी अनभवी कािमरको (िवषय स सबिधत िवशषजञो और दकषता स पिरिचत लोगो) क सदभर म िकया जाना चािहए अितिरक त आकड़ा घटको का िनगमन या दकषता आकड़ो म पिरवतरन जोिखम आकलन िबया का अिभन न अग ह जोिखम दर की समीकषा की जानी चािहए और पवर-िनधारिरत हः तकषप या जब अितिरक त आकड़ या सचना उपलब ध होती ह क बाद आव यक पिरवतरन िकए जाएग िनयिमत अ तन कायर सिनि चत करन क िलए मख णाली पिरवतरनो और आशोधनो क िलए भावी िबया ः थािपत की जाएगी जो णाली की जोिखम दर को भािवत कर सकत ह और यह पिरवतरन करन क बाद जोिखम आकलन िबया को शािमल करगा

जोिखम आकलन क िहः स क रप म कपनी को िनम निलिखत कायरकलाप लाग करन चािहए -

() िवतरण पाइपलाइनो क िलए कथोिडक सरकषा णाली और सीपी पयारप तता सवकषण करना तथा जोिखम ः तरो क आधार पर पता लगाई गई अिनयिमतताओ का वग करण करना

() पिरसपित तयो (पिरसपित त ितः थापन कायरकलाप की जानकारी क रप म) क जोिखम ः तर का पता लगान क िलए समय-समय पर िव लषण करना

() सभी सिचत पिरसपित त सबिधत घटनाओ और िन कष क िलए जोिखम िव लषण और आकलन (ासिगक ः टील पाइपलाइन और एमडीपीई दशरन या खदाई सिहत)

() पिरसपित तयो की जञात जोिखमो का एक रिजः टर तयार करना रखरखाव करना तथा अ तन बनाना िजसम उनकी जोिखम दर शािमल हो

ाथिमकता म ाय जोिखम दर को घटत बम म बाटना शािमल ह ारिभक यासो और जाच योजनो क िलए जोिखम पिरणामो का उच च-मध यम-न यन आधार पर या सािख यकीय मल य क रप म मल याकन िकया जा सकता ह जब खण डो की समान जोिखम क साथ तलना की जाए तो असफलता की सभावना और उसक पिरणामो पर अलग स िवचार िकया जाए सब उपलब धता (वाह बद िवकल प) सिहत तथ य तथा णाली ापट आव यकताए भी ाथिमकता को भािवत कर सकती ह

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615 एकीकत आकलन सीजीडी खण ड क एकीकत का आकलन करन क िलए िपछल खड क अनसार सवारिधक महत वपणर जोिखम और खतर का समाधान करन और उपयक त एकीकत आकलन प ित का िनधाररण करन क िलए एक योजना बनाई जानी चािहए एकीकत आकलन क िलए िनम निलिखत प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह (क) टी4एस मानको क अनसार जाच दबाव की ः थापना स पवर हाइसोजन जाच करना (ख) बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए)

(ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण आिद इन िविनयमो की अनसची 5 म िविभन न अखण डता आकलन प ितयो का सिकषप त िववरण भी उपलब ध करवाया गया ह उपयक त अखण डता आकलन प ित का चयन सबस महत वपणर खतरो पर आधािरत होगा जहा कोई िवशष खण ड अितसवदनशील हो सीजीडी नटवकर क िविश ट खतरो क आधार पर एक या अिधक एकीकत आकलन प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह सीजीडी नटवकर णाली का चालक त यक खतर और जोिखम क िलए सवारिधक उपयक त एकीकत आकलन प ित का एक चाटर बनाएगा और उसका समय-समय पर आकलन करगा चालक ऐस आकलन क िलए उपयक त िविशि टया और गणवत ता िनयऽण योजना भी बनाएगा आकलन की भावकािरता ः थािपत करन क बाद आकलन की समयाविध म आग सशोधन िकया जाना चािहए बशत िक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 तथा अन य सगत िविनयम शािमल हो 616 ितिबया और उपशमन

इस खण ड म िनरीकषण मरम मत कायरकलापो ारा ाप त सकतको की ितिबया की अनसची शािमल ह उक त असरिकषत िः थित सीजीडी नटवकर की अखण डता क खतर को कम या समाप त करन क िलए िनवारक काररवाई म सधार या समािप त को भािवत कर सकती ह तथा भावी िनरीकषण अतराल बना सकती ह ऐसी ितिबया को तत काल कायारिन वत िकया जाए जो िनधारिरत समयाविध या णाली म शािमल हो िजनकी िनरीकषण पिरणाम क आधार पर सरलता स िनगरानी की जा सकती ह

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कछ उपशमन काररवाई की सची नीच दी गई ह - (क) कथोिडक सरकषा क पयारप तता ः तर को बढ़ान सबधी काररवाई जस कथोिडक सरकषा

क मौजदा ः तर म वि अितिरक त कषमता की ः थापना आिद

(ख) िव लषण िन कषर क आधार पर पिरसपित तयो को बदलनाउनकी मरम मत

(ग) काररवाई करन पर िनणरय लन क िलए उपकरण आपितरकतारओ क साथ परामशर करना

सकषप म उपशमन काररवाई क िलए िनम निलिखत दि टकोण अपनाया जाए

महत वपणर कायरकलाप या कायरकलाप सामान य रप स

िकए शर िकए गए कायरकलाप िवशष ध यान िदए

जान की आव यकता महत वपणर कायरकलापो की योजनाओ की कपनी ारा समय-समय पर समीकषा की जानी चािहए तािक एकीकत बधन को भािवत करन वाल सगठनात मक और बाहरी कारको म ससाधन (साधन) आव यकता तथा आव यक पिरवतरन िकया जा सक 62 िन पादन योजना त यक सीजीडी कपनी उपयक त िन पादन सकतको को पिरभािषत करगी िजसस कपनी की पिरसपित तयो क िविभन न पहलओ क एकीकत ः तरो की िः थित की िनगरानी की जा सक पवर पिरभािषत लआ यो की तलना म इन सकतको की (आविधक आधार पर) िनयिमत िनगरानी पिरसपित त िन पादन की भावकािरता का आकलन करन म मदद करती ह कपनी अपनी िनजी णाली क अतगरत एकीकत बधन कायरबम क िन पादन की णाली तथा उ ोग-व यापी आधार पर अन य णािलयो क साथ इसकी तलना भी कर सकती ह

एकीकत आकलन पिरणाम

परवितरत वािषरक रखरखाव योजनाओ म अितिरक त बारबारता या काररवाई को शािमल करना

मल याकन की गई उपशमन

ऐस सभी महत वपणर या िवशष कायरकलापो क िलए योजनाए बनाना और उन ह बाद की व यावसाियक और वािषरक योजनाओ म शािमल करना िजसम ससाधनो का आबटन करना भी शािमल हो

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ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

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8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

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गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

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अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

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अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

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73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

29

अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

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An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

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The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

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62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

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63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

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Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

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SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

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Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

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SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

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Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

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SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

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APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

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APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

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APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

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ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

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अनसची 4

उपयक त एकीकत णाली का चयन 41 सीजीडी नटवकर की एकीकत बधन णाली िन पादन आधािरत आईएमएस या

िनदशात मक आधािरत एकीकत बधन णाली अपना सकती ह जबिक सीजीडी उ ोग को सीजीडी चालनो का काफी अच छा अनभव ाप त िकया ह तथा सीजीडी उ ोग काफी पिरपक व ह अत िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली को वि वक ः तर पर सराहा जाता ह तथािप जहा सीजीडी नटवकर िवकासशील चरण म हो वहा िनदशात मक आधािरत एकीकत बधन णाली की सः तित की जा सकती ह जबिक िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली कपनी क अनभव को मान यता दती ह जो सीजीडी नटवकर का चालन कर रही ह लिकन िनदशात मक कार की एकीकत बधन णाली अिधक कठोर होती ह क योिक इसम सीजीडी नटवकर म असफलता क सबस खराब मामलो और पिरद य उपशमन क सबस खराब मामला पिरद य पर िवचार िकया जाता ह

42 य िप इन िविनयमो म बाद की अनसची व याख या और िन पादन दोनो पर लाग

होती ह वतरमान िविनयम मख यत पयारप त ऐितहािसक एकीकत बधन णाली आकड़ो क अभाव म िनदशात मक पहलओ पर ध यान किन ित िकया जाता ह

43 एकीकत णाली की आदशात मक कित म जोिखम का पता लगान उनक

पिरणामो और उपशमन की मािणत प ित हत ः थािपत िबया का कायारन वयन करन का अिधदश िदया गया ह इसम तकनीकी पहलओ स सबिधत एकीकत बधन योजना तथा पिरवतरन क बधन का आतिरक िवकास करन का भी अिधदश िदया गया ह आज की तारीख म भारत म सीजीडी उ ोग क िवकास क आधार पर आदशात मक कित की एकीकत बधन णाली तयार करन पर िवचार िकया गया ह तािक भारत म सभी सीजीडी नटवकर का कायारन वयन िकया जा सक इसक अलावा सीजीडी उ ोग क पिरपक व होन और पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय गस िवतरण नटवकर क तकनीकी मानको सिहत िविशि टया) िविनयमन 2008 क अनसार पयारप त अिभलख का आकड़ा एकऽ करन पर बोडर ारा सीजीडी नटवकर क िलए िन पादन आधािरत एकीकत बधन णाली की िसफािरश करन हत एक समीकषा णाली पर िवचार िकया जा सकता ह

11

अनसची 5

एकीकत आकलन साधन

एकीकत आकलन क कछ साधन नीच िदए गए ह चालक को सीजीडी नटवकर क िलए आईएमएस ाप त करन हत िजतन अिधक साधनो का इः तमाल करन की आव यकता हो करना चािहए यह नोट िकया जाए िक िविश ट उपाय क िलए बसलाइन आकड़ तत काल गणक क रप म चालक क पास उपलब ध होन चािहए (क) त यकष आकलन और मल याकन सीजीडी नटवकर खण डो क बाहरी िहः स पर जग लगन क खतर का पता लगान क िलए बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए) का इः तमाल िकया जा सकता ह बाहरी कषरण त यकष आकलन िबया क िनम निलिखत चार घटक ह

() पवर-आकलन

() िनरीकषण

() जाच और मल याकन

() मल याकन उपरान त

बाहरी जग लगन क त यकष आकलन को लाग करत समय और जब पाइप खल म लगी हो तो कपनी को बाहरी जग लगन क अलावा खतरो (जस यािऽक और कोिटग कषित) की भी जाच करन की सलाह दी जाती ह (ख) बसलाइन मल यो की तलना म मोटाई का आकलन तथा आविधक समीकषा

सभी सीजीडी नटवकर िः कड और दबाव वसल की आविधक मोटाई आकलन तथा बसलाइन मल यो की तलना वषर म एक बार की जानी चािहए (ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण

कथोिडक सरकषा पयारप तता सवकषण कराया जाना चािहए तािक सपणर ः टील नटवकर पाइपलाइनो को शािमल िकया जा सक तािक अपयारप त कथोिडक सरकषा ः तर तथा ः टील पाइपलाइन म अन य अिनयिमतताओ और िवसगितयो का पता लगाया जा सक ऑपरटर ारा उपयक त िबयाओ को ः थािपत िकया जाए तािक पाइपलाइन िवः तार और नवीन पिरयोजनाओ क पयारप त कथोिडक सरकषा ः तर का लखा-जोखा रखा जा सक

12

(घ) दबाव परीकषण

कछ खतरो स िनपटत समय ः थापना-पवर ः तर पर ही अखडता का आकलन करन क िलए दबाव परीकषण करना उिचत होता ह दबाव परीकषण िव मान पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर िविनयमो की आव यकता क अनरप होना चािहए एकीकत आकलन क िलए ऐसी अन य प ितयो को भी ऊपर उिल लिखत प ितयो क अलावा सीजीडी कपनी ारा जसा वह उिचत समझ अपनाया जा सकता ह

13

अनसची 6

सीजीडी नटवकर क िलए लाग एकीकत बध णाली की रपरखा बनाना मौजदा और नई ाकितक गस सचरण और िवतरण सीजीडी नटवकर क सभी चालक एकीकत बधन कायरबम बनाएग िजसम आव यक योजनाए कायारन वयन अनसची तथा उसक भाव का आकलन करना शािमल होगा तािक सीजीडी नटवकर का सरिकषत और िव वसनीय चालन सिनि चत िकया जा सक यह ः वीकार िकया गया ह िक व यापक सीजीडी नटवकर एकीकत बधन कायरबम िवः तत आकड़ा समह समीकरण और िव लषण पर आधािरत होता ह इसक अलावा एकीकत बधन कायरबम िविनिदर ट प ितयो िबयाओ तथा आकलन और िव लषण क िलए समय-सीमा या एकीकत आकलन योजना की भावकािरता क सबध म कायरबम क िन पादन क आधार पर इनक पिरणामो और उपशमन यासो क अनसार बनाए जा सकत ह बसलाइन और िन पादन आकड़ो क अभाव म एकीकत बधन कायरबम को कायारिन वत करन वाल चालको क िलए यह अिनवायर होगा िक आदशात मक एकीकत बधन कायरबम को ारभ म अपनाया जाए 61 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना सीजीडी नटवकर क भाग क रप म स थािपत सभी सीजीडी नटवकर तथा सब सिवधाओ को सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना म शािमल िकया जाएगा एकीकत बधन योजना की मल िबया का चब (िचऽ-1) म दि ारत िकया गया ह तथा आग का ब योरा यहा नीच िदया गया ह

14

नही

हा

नही

हा

िचऽ-1 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना ndash वाह आकित

ारिभक आकड़ा एकऽ करना और उसकी समीकषा करना

खतर की पहचान करना

क या सभी खतरो का मल याकन िकया गया ह

पिरणाम और भाव िव लषण

अनसची 9 क अनसार आईएमएस की समीकषा

जोिखम आकलनमल याकन

एकीकत मल याकन

उपशमन और ितिबया

आकड़ा अ तन बनाना और एकीकरण

क या उपशमन और ितिबया अपिकषत ह

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611 ारिभक आकड़ एकऽीकरण समीकषा और एकीकरण जोिखम आकलन स सबिधत आकड़ो का ः वरप आकलन िकए जा रह खतर क आधार पर िभन न-िभन न होगा सीजीडी नटवकर और सबिधत जानकारी क आकड़ एकऽ करन का एक अिनवायर घटक ह िविश ट आव यकता क अनसार आकड़ उपयरक त भाग म उिल लिखत या अनकिलत िकसी भी रप म हो सकत ह आकड़ ऐस रप म होग जो भावी जोिखम आकलन म सहायक होग यह नोट िकया जाए िक एकीकत बधन कायरबम का कायारन वयन ः वय अितिरक त आकड़ो को एकऽ करगा और उन ह ाथिमकता दगा योजना का वष तक कायारन वयन होन स आकड़ो की माऽा और ः वरप म िवः तार होगा एकिऽत आकड़ जहा तक सभव हो पहचान गए खतरो की योज यता स सबिधत होन चािहए चयिनत आकड़ो क आधार की अनपलब धता एकीकत बधन कायरबम स खतर को िनकालन का कोई औिचत य नही ह आकड़ो क महत व क आधार पर ठोस इजीिनयिरग िनणरय यिद सभव हो तो उपलबध सचना क आधार पर उ ोग क आकड़ो स सब करक तथा जोिखम आकलन क िलए उत क ट प ितयो का इः तमाल करत हए िलया जाए आकड़ एकऽ करन क दौरान चार बातो को ध यान म रखा जाना चािहए 1) आकड़ो को व यविः थत करना

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण िकसी सामान य ः थल पर करना यह िनपट जान वाल जोिखम का पता लगान म मदद करता ह 2) आकड़ो का इितहास

िकसी आकड़ क अः थायी पहलओ का बधन करन की योग यता होना 3) आकड़ो का सामान यीकरण

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण करना िजसस िविभन न पहलओ का िव लषण हो सक 4) आकड़ो की सटीकता और िव वसनीयता

िनणरय लन की कषमता क िलए अपिकषत महत वपणर िनणारयक आकड़

16

612 खतर का पता लगाना गस पाइपलाइन सबधी घटना आकड़ो का अतररार शीय पाइपलाइन अनसधान सिमित (पीआरसीआई) ारा िव लिषत और वग करण िकया गया ह जो पाइपलाइन एकीकत क खतर क िलए 22 मल कारणो का ितिनिधत व करती ह चालक ारा सिचत एक कारण OcircअजञातOtilde ह शष 21 खतरो को समय की िनभररता क आधार पर तीन समहो म बाटा गया ह तथा इस आग उनकी कित और िवकास िवशषजञता क अनसार सबिधत असफल यासो को नौ ौिणयो म बाटा गया ह जो िनम न कार ह (I) समय आधािरत खतर

1) बाहरी कषरण

2) आतिरक कषरण

3) दबाव स कषरणमः त ः थानो का टटना (II) ः थायी खतर

4) िनमारण सबधी दोष

i पाइप की सीवन म दोष

ii दोषपणर पाइप

5) विल डगिकशन स सबिधत

i दोषपणर पाइप पिरिध वल ड

ii दोषपणर फीकशन वल ड

iii मोड म िसकड़न या बकल

iv उधड़ धागटटी पाइपयग मन असफलता

6) उपकरण

i गःकट ओ-िरग म खराबी

ii िनयऽणराहत उपकरण खराबी

iii सील पप पिकग म खराबी

iv िविवध (III) समय आधािरत खतर

7) ततीय पकषयािऽक कषित i थम ि तीय ततीय पकष ारा पहचाई गई कषित (तात कािलकतत काल

खराबी होना)

17

ii पहल स कषितमः त पाइप (िवलिबत असफलता णाली)

iii तोड़फोड़ करना

iv चहो ारा काटना

v इलिक शक आकर बनाना 8) गलत चालन िबया

9) मौसम सबिधत और बाहरी शिक त

i मौसम स सबिधत

ii िबजली िगरना

iii भारी वषार या बाढ़ आना

iv पथ वी की हलचल उपयरक त क अलावा भिम की प ित क आधार पर कछ अन य जोिखम भी लाग होग i खाड़ी कषऽ भाव

ii कीचड़दार भिम भाव

iii नदी क अदर की हलचल सीजीडी कपनी अपन नटवकर म खतरो का पता लगान क िलए अपनी िनजी प ित या आकड़ो क ॐोत को चन सकती ह कछ आकड़ो का ॐोत िनम निलिखत हो सकता ह -

- िपछली तकनीकी लखा-परीकषािनरीकषण िरपोट

- कथोिडक सरकषा णाली सवकषण और िनगरानी िरपोट

- घटना की जाच और मल कारणो का पता लगान क िलए िव लषणो का िरकाडर

- दघरटना या अवसर आधािरत खदाई और िनरीकषण

- सीजीडी नटवकर कषित और दोष िरपोट

- मरम मत और रखरखाव कायरकलाप

- िनयिमत और िपछल चालन सबधी आकड़

- अिभकल प (मागर सवकषण िरकाडर) िनमारण चालन एव रखरखाविनगरानीग त क दौरान पता लगाए गए जोिखमो का रिजः टर

- िनमारण और रखरखाव अिभलख (अनरकषण बकलॉग सिहत) इितहास िनमारण की प ित जाच और िनरीकषण आकड़ आिद

- िविभन न शीष क अतगरत कपनी की आतिरक िविशि टया

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- पाइिपग और इस मटशन डॉयमाम पाइप-बक िडजाइन और िविनमारण दः तावज िनिमरत दः तावज और साइगो आिद जस िरकाड तथा भौगोिलक सचना णाली क योग ारा सीजीडी नटवकर डॉटा

- णाली सशोधन िरकाडर तथा इितहास - मल उपकरण िविनमारताओ और आपितरकतारओ तथा अन य मािणत ततीय

पकषो क साथ परामशर

यह नोट िकया जाए िक उपयरक त सची कवल िनदशात मक ह और सीजीडी कपनी अपन अनभव और ठोस िनणरय क आधार पर आकड़ो क िकसी रप का योग करन क िलए ः वतऽ ह इसक अलावा नटवकर स जड़ जोिखम का सीजीडी कपनी की सिवधानसार िव लषण िकया जाए जो नटवकर क खतरो और एकरपता क कार क िवगत अनभव पर आधािरत हो 613 पिरणाम और भाव िव लषण एक बार खतरनाक घटनाओ की पहचान होन पर जोिखम िव लषण म अगला कदम उनक पिरणामो का िव लषण होता ह अथारत सभी पहचान िकए गए जोिखमो स जनता सपित त और पयारवरण को होन वाल नकसान की िवशालता का अनमान लगाना इन पिरणामो म िरसाव अिग नकाड िवः फोट गस का बादल बनना आिद शािमल होता ह गिणतीय मॉडल उदाहरण क िलए पिरणाम मॉडल का इः तमाल करक पिरणाम आकलन को परा िकया जा सकता ह

उच च पिरणाम कषऽ (एचसीए) की पहचान - उच च पिरणाम कषऽो क मानदड को परा करन क िलए सीजीडी नटवकर क ः थलो की पहचान की जाती ह सामान यतया य अत यिधक आबादी वाल कषऽ होत ह उक त सिवधाओ को खाली करना किठन होता ह (जस अः पताल या ः कल) तथा ऐस ः थल जहा भीड़ जटती ह (जस पजा ः थल कायारलय भवन या कषऽ) सभािवत भाव कषऽ क सबध म िवः तत जानकारी क िलए एएसएमई बी 318 एस क खण ड स 32 का सदभर ल

614 जोिखम बधन और जोिखम आकलन

एकिऽत आकड़ो का योग सीजीडी नटवकर और सबिधत सिवधाओ का जोिखम आकलन करन क िलए िकया जाता ह ऐसी अनक जोिखम आकलन प ितया ह िजन ह उपलब ध आकड़ो और जोिखम की कित क आधार पर लाग िकया जा सकता ह सीजीडी कपनी

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को णाली की आव यकताओ को परा करन क िलए प ित को अपन अनरप बनाना चािहए जोिखम आकलन सीजीडी कपिनयो को आकड़ और सचना को व यविः थत करन म मदद करता ह तािक व अपन कायरकलापो की ाथिमकता पर योजनाए बना सक जोिखम आकलन करन म त यक जोिखम क िलए घटना और पिरणाम की सभावना तथा व यिक तगत जोिखम दर को िवचाराथर अितम जोिखम दर ाप त करक जोड़ा जाना चािहए

जोिखम दर = सभािवत दर x पिरणाम दर

सभािवत दर - सभािवत दर को उ ोग अनभव और कपनी क िवगत अनभव क आधार पर घटना की सभाव यता क िलए उपयक त माऽात मक मल य दत हए िनधारिरत िकया जाए

उदाहरण क िलए सभािवत माऽा दर 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 लाग की जाए और सभाव यताओ का साप तािहक मािसक छमाही वािषरक आिद क अनसार िव लषण िकया जाए घटना की सभावना क बढ़न पर दर बढ़ा दी जानी चािहए

पिरणाम दर - इसी कार पिरणाम दर को उपयक त माऽात मक मल य को जोिखम घटन

क पिरणाम क अनसार िनधारिरत िकया जाए और इस लोगो पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव दखकर व यिक तगत रप स बनाया जाता ह एक सीजीडी कपनी इनम स लाग कई तथ यो पर िवचार कर सकती ह या अपकषा क अनसार अितिरक त तथ यो को पिरभािषत कर सकती ह

उदाहरण क िलए त यक ौणी (जनता पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव) को 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 तक की माऽा की पिरणाम दर क अनसार लाग िकया जाए और इनम स उच च दर को िवचाराधीन पिरणाम दर क रप म िलया जाना चािहए उदाहरण क िलए लोगो पर भाव को मामली या बड़ी चोट एक या अिधक हताहतो आिद क रप म पिरभािषत िकया जा सकता ह इसी कार व यावसाियक हािन को बढ़त हए आिथरक क िलए िवशषीकत िकया जा सकता ह भाव क बढ़न पर दर बढ़त बम म होनी चािहए उपयरक त क अनसार जोिखम आकलन मॉडल सीजीडी नटवकर या सकाय क अदर जोिखमो की कित और ः थलो क बार म बहतर समझ बनान म मदद करता ह लिकन कवल जोिखम आकलन प ित पर ही परी तरह भरोसा नही िकया जा सकता िजसस जोिखम आकलन का पता लगान या जञात जोिखमो का पता लगान या उनका उपशमन करन का

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पता चल सक जोिखम आकलन प ित का योग जानकारी अनभवी कािमरको (िवषय स सबिधत िवशषजञो और दकषता स पिरिचत लोगो) क सदभर म िकया जाना चािहए अितिरक त आकड़ा घटको का िनगमन या दकषता आकड़ो म पिरवतरन जोिखम आकलन िबया का अिभन न अग ह जोिखम दर की समीकषा की जानी चािहए और पवर-िनधारिरत हः तकषप या जब अितिरक त आकड़ या सचना उपलब ध होती ह क बाद आव यक पिरवतरन िकए जाएग िनयिमत अ तन कायर सिनि चत करन क िलए मख णाली पिरवतरनो और आशोधनो क िलए भावी िबया ः थािपत की जाएगी जो णाली की जोिखम दर को भािवत कर सकत ह और यह पिरवतरन करन क बाद जोिखम आकलन िबया को शािमल करगा

जोिखम आकलन क िहः स क रप म कपनी को िनम निलिखत कायरकलाप लाग करन चािहए -

() िवतरण पाइपलाइनो क िलए कथोिडक सरकषा णाली और सीपी पयारप तता सवकषण करना तथा जोिखम ः तरो क आधार पर पता लगाई गई अिनयिमतताओ का वग करण करना

() पिरसपित तयो (पिरसपित त ितः थापन कायरकलाप की जानकारी क रप म) क जोिखम ः तर का पता लगान क िलए समय-समय पर िव लषण करना

() सभी सिचत पिरसपित त सबिधत घटनाओ और िन कष क िलए जोिखम िव लषण और आकलन (ासिगक ः टील पाइपलाइन और एमडीपीई दशरन या खदाई सिहत)

() पिरसपित तयो की जञात जोिखमो का एक रिजः टर तयार करना रखरखाव करना तथा अ तन बनाना िजसम उनकी जोिखम दर शािमल हो

ाथिमकता म ाय जोिखम दर को घटत बम म बाटना शािमल ह ारिभक यासो और जाच योजनो क िलए जोिखम पिरणामो का उच च-मध यम-न यन आधार पर या सािख यकीय मल य क रप म मल याकन िकया जा सकता ह जब खण डो की समान जोिखम क साथ तलना की जाए तो असफलता की सभावना और उसक पिरणामो पर अलग स िवचार िकया जाए सब उपलब धता (वाह बद िवकल प) सिहत तथ य तथा णाली ापट आव यकताए भी ाथिमकता को भािवत कर सकती ह

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615 एकीकत आकलन सीजीडी खण ड क एकीकत का आकलन करन क िलए िपछल खड क अनसार सवारिधक महत वपणर जोिखम और खतर का समाधान करन और उपयक त एकीकत आकलन प ित का िनधाररण करन क िलए एक योजना बनाई जानी चािहए एकीकत आकलन क िलए िनम निलिखत प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह (क) टी4एस मानको क अनसार जाच दबाव की ः थापना स पवर हाइसोजन जाच करना (ख) बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए)

(ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण आिद इन िविनयमो की अनसची 5 म िविभन न अखण डता आकलन प ितयो का सिकषप त िववरण भी उपलब ध करवाया गया ह उपयक त अखण डता आकलन प ित का चयन सबस महत वपणर खतरो पर आधािरत होगा जहा कोई िवशष खण ड अितसवदनशील हो सीजीडी नटवकर क िविश ट खतरो क आधार पर एक या अिधक एकीकत आकलन प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह सीजीडी नटवकर णाली का चालक त यक खतर और जोिखम क िलए सवारिधक उपयक त एकीकत आकलन प ित का एक चाटर बनाएगा और उसका समय-समय पर आकलन करगा चालक ऐस आकलन क िलए उपयक त िविशि टया और गणवत ता िनयऽण योजना भी बनाएगा आकलन की भावकािरता ः थािपत करन क बाद आकलन की समयाविध म आग सशोधन िकया जाना चािहए बशत िक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 तथा अन य सगत िविनयम शािमल हो 616 ितिबया और उपशमन

इस खण ड म िनरीकषण मरम मत कायरकलापो ारा ाप त सकतको की ितिबया की अनसची शािमल ह उक त असरिकषत िः थित सीजीडी नटवकर की अखण डता क खतर को कम या समाप त करन क िलए िनवारक काररवाई म सधार या समािप त को भािवत कर सकती ह तथा भावी िनरीकषण अतराल बना सकती ह ऐसी ितिबया को तत काल कायारिन वत िकया जाए जो िनधारिरत समयाविध या णाली म शािमल हो िजनकी िनरीकषण पिरणाम क आधार पर सरलता स िनगरानी की जा सकती ह

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कछ उपशमन काररवाई की सची नीच दी गई ह - (क) कथोिडक सरकषा क पयारप तता ः तर को बढ़ान सबधी काररवाई जस कथोिडक सरकषा

क मौजदा ः तर म वि अितिरक त कषमता की ः थापना आिद

(ख) िव लषण िन कषर क आधार पर पिरसपित तयो को बदलनाउनकी मरम मत

(ग) काररवाई करन पर िनणरय लन क िलए उपकरण आपितरकतारओ क साथ परामशर करना

सकषप म उपशमन काररवाई क िलए िनम निलिखत दि टकोण अपनाया जाए

महत वपणर कायरकलाप या कायरकलाप सामान य रप स

िकए शर िकए गए कायरकलाप िवशष ध यान िदए

जान की आव यकता महत वपणर कायरकलापो की योजनाओ की कपनी ारा समय-समय पर समीकषा की जानी चािहए तािक एकीकत बधन को भािवत करन वाल सगठनात मक और बाहरी कारको म ससाधन (साधन) आव यकता तथा आव यक पिरवतरन िकया जा सक 62 िन पादन योजना त यक सीजीडी कपनी उपयक त िन पादन सकतको को पिरभािषत करगी िजसस कपनी की पिरसपित तयो क िविभन न पहलओ क एकीकत ः तरो की िः थित की िनगरानी की जा सक पवर पिरभािषत लआ यो की तलना म इन सकतको की (आविधक आधार पर) िनयिमत िनगरानी पिरसपित त िन पादन की भावकािरता का आकलन करन म मदद करती ह कपनी अपनी िनजी णाली क अतगरत एकीकत बधन कायरबम क िन पादन की णाली तथा उ ोग-व यापी आधार पर अन य णािलयो क साथ इसकी तलना भी कर सकती ह

एकीकत आकलन पिरणाम

परवितरत वािषरक रखरखाव योजनाओ म अितिरक त बारबारता या काररवाई को शािमल करना

मल याकन की गई उपशमन

ऐस सभी महत वपणर या िवशष कायरकलापो क िलए योजनाए बनाना और उन ह बाद की व यावसाियक और वािषरक योजनाओ म शािमल करना िजसम ससाधनो का आबटन करना भी शािमल हो

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ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

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8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

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गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

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अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

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अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

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73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

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अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

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अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

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63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

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Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

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SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

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Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

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SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

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Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

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SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

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APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

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APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

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APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

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ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

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अनसची 5

एकीकत आकलन साधन

एकीकत आकलन क कछ साधन नीच िदए गए ह चालक को सीजीडी नटवकर क िलए आईएमएस ाप त करन हत िजतन अिधक साधनो का इः तमाल करन की आव यकता हो करना चािहए यह नोट िकया जाए िक िविश ट उपाय क िलए बसलाइन आकड़ तत काल गणक क रप म चालक क पास उपलब ध होन चािहए (क) त यकष आकलन और मल याकन सीजीडी नटवकर खण डो क बाहरी िहः स पर जग लगन क खतर का पता लगान क िलए बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए) का इः तमाल िकया जा सकता ह बाहरी कषरण त यकष आकलन िबया क िनम निलिखत चार घटक ह

() पवर-आकलन

() िनरीकषण

() जाच और मल याकन

() मल याकन उपरान त

बाहरी जग लगन क त यकष आकलन को लाग करत समय और जब पाइप खल म लगी हो तो कपनी को बाहरी जग लगन क अलावा खतरो (जस यािऽक और कोिटग कषित) की भी जाच करन की सलाह दी जाती ह (ख) बसलाइन मल यो की तलना म मोटाई का आकलन तथा आविधक समीकषा

सभी सीजीडी नटवकर िः कड और दबाव वसल की आविधक मोटाई आकलन तथा बसलाइन मल यो की तलना वषर म एक बार की जानी चािहए (ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण

कथोिडक सरकषा पयारप तता सवकषण कराया जाना चािहए तािक सपणर ः टील नटवकर पाइपलाइनो को शािमल िकया जा सक तािक अपयारप त कथोिडक सरकषा ः तर तथा ः टील पाइपलाइन म अन य अिनयिमतताओ और िवसगितयो का पता लगाया जा सक ऑपरटर ारा उपयक त िबयाओ को ः थािपत िकया जाए तािक पाइपलाइन िवः तार और नवीन पिरयोजनाओ क पयारप त कथोिडक सरकषा ः तर का लखा-जोखा रखा जा सक

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(घ) दबाव परीकषण

कछ खतरो स िनपटत समय ः थापना-पवर ः तर पर ही अखडता का आकलन करन क िलए दबाव परीकषण करना उिचत होता ह दबाव परीकषण िव मान पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर िविनयमो की आव यकता क अनरप होना चािहए एकीकत आकलन क िलए ऐसी अन य प ितयो को भी ऊपर उिल लिखत प ितयो क अलावा सीजीडी कपनी ारा जसा वह उिचत समझ अपनाया जा सकता ह

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अनसची 6

सीजीडी नटवकर क िलए लाग एकीकत बध णाली की रपरखा बनाना मौजदा और नई ाकितक गस सचरण और िवतरण सीजीडी नटवकर क सभी चालक एकीकत बधन कायरबम बनाएग िजसम आव यक योजनाए कायारन वयन अनसची तथा उसक भाव का आकलन करना शािमल होगा तािक सीजीडी नटवकर का सरिकषत और िव वसनीय चालन सिनि चत िकया जा सक यह ः वीकार िकया गया ह िक व यापक सीजीडी नटवकर एकीकत बधन कायरबम िवः तत आकड़ा समह समीकरण और िव लषण पर आधािरत होता ह इसक अलावा एकीकत बधन कायरबम िविनिदर ट प ितयो िबयाओ तथा आकलन और िव लषण क िलए समय-सीमा या एकीकत आकलन योजना की भावकािरता क सबध म कायरबम क िन पादन क आधार पर इनक पिरणामो और उपशमन यासो क अनसार बनाए जा सकत ह बसलाइन और िन पादन आकड़ो क अभाव म एकीकत बधन कायरबम को कायारिन वत करन वाल चालको क िलए यह अिनवायर होगा िक आदशात मक एकीकत बधन कायरबम को ारभ म अपनाया जाए 61 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना सीजीडी नटवकर क भाग क रप म स थािपत सभी सीजीडी नटवकर तथा सब सिवधाओ को सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना म शािमल िकया जाएगा एकीकत बधन योजना की मल िबया का चब (िचऽ-1) म दि ारत िकया गया ह तथा आग का ब योरा यहा नीच िदया गया ह

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नही

हा

नही

हा

िचऽ-1 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना ndash वाह आकित

ारिभक आकड़ा एकऽ करना और उसकी समीकषा करना

खतर की पहचान करना

क या सभी खतरो का मल याकन िकया गया ह

पिरणाम और भाव िव लषण

अनसची 9 क अनसार आईएमएस की समीकषा

जोिखम आकलनमल याकन

एकीकत मल याकन

उपशमन और ितिबया

आकड़ा अ तन बनाना और एकीकरण

क या उपशमन और ितिबया अपिकषत ह

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611 ारिभक आकड़ एकऽीकरण समीकषा और एकीकरण जोिखम आकलन स सबिधत आकड़ो का ः वरप आकलन िकए जा रह खतर क आधार पर िभन न-िभन न होगा सीजीडी नटवकर और सबिधत जानकारी क आकड़ एकऽ करन का एक अिनवायर घटक ह िविश ट आव यकता क अनसार आकड़ उपयरक त भाग म उिल लिखत या अनकिलत िकसी भी रप म हो सकत ह आकड़ ऐस रप म होग जो भावी जोिखम आकलन म सहायक होग यह नोट िकया जाए िक एकीकत बधन कायरबम का कायारन वयन ः वय अितिरक त आकड़ो को एकऽ करगा और उन ह ाथिमकता दगा योजना का वष तक कायारन वयन होन स आकड़ो की माऽा और ः वरप म िवः तार होगा एकिऽत आकड़ जहा तक सभव हो पहचान गए खतरो की योज यता स सबिधत होन चािहए चयिनत आकड़ो क आधार की अनपलब धता एकीकत बधन कायरबम स खतर को िनकालन का कोई औिचत य नही ह आकड़ो क महत व क आधार पर ठोस इजीिनयिरग िनणरय यिद सभव हो तो उपलबध सचना क आधार पर उ ोग क आकड़ो स सब करक तथा जोिखम आकलन क िलए उत क ट प ितयो का इः तमाल करत हए िलया जाए आकड़ एकऽ करन क दौरान चार बातो को ध यान म रखा जाना चािहए 1) आकड़ो को व यविः थत करना

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण िकसी सामान य ः थल पर करना यह िनपट जान वाल जोिखम का पता लगान म मदद करता ह 2) आकड़ो का इितहास

िकसी आकड़ क अः थायी पहलओ का बधन करन की योग यता होना 3) आकड़ो का सामान यीकरण

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण करना िजसस िविभन न पहलओ का िव लषण हो सक 4) आकड़ो की सटीकता और िव वसनीयता

िनणरय लन की कषमता क िलए अपिकषत महत वपणर िनणारयक आकड़

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612 खतर का पता लगाना गस पाइपलाइन सबधी घटना आकड़ो का अतररार शीय पाइपलाइन अनसधान सिमित (पीआरसीआई) ारा िव लिषत और वग करण िकया गया ह जो पाइपलाइन एकीकत क खतर क िलए 22 मल कारणो का ितिनिधत व करती ह चालक ारा सिचत एक कारण OcircअजञातOtilde ह शष 21 खतरो को समय की िनभररता क आधार पर तीन समहो म बाटा गया ह तथा इस आग उनकी कित और िवकास िवशषजञता क अनसार सबिधत असफल यासो को नौ ौिणयो म बाटा गया ह जो िनम न कार ह (I) समय आधािरत खतर

1) बाहरी कषरण

2) आतिरक कषरण

3) दबाव स कषरणमः त ः थानो का टटना (II) ः थायी खतर

4) िनमारण सबधी दोष

i पाइप की सीवन म दोष

ii दोषपणर पाइप

5) विल डगिकशन स सबिधत

i दोषपणर पाइप पिरिध वल ड

ii दोषपणर फीकशन वल ड

iii मोड म िसकड़न या बकल

iv उधड़ धागटटी पाइपयग मन असफलता

6) उपकरण

i गःकट ओ-िरग म खराबी

ii िनयऽणराहत उपकरण खराबी

iii सील पप पिकग म खराबी

iv िविवध (III) समय आधािरत खतर

7) ततीय पकषयािऽक कषित i थम ि तीय ततीय पकष ारा पहचाई गई कषित (तात कािलकतत काल

खराबी होना)

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ii पहल स कषितमः त पाइप (िवलिबत असफलता णाली)

iii तोड़फोड़ करना

iv चहो ारा काटना

v इलिक शक आकर बनाना 8) गलत चालन िबया

9) मौसम सबिधत और बाहरी शिक त

i मौसम स सबिधत

ii िबजली िगरना

iii भारी वषार या बाढ़ आना

iv पथ वी की हलचल उपयरक त क अलावा भिम की प ित क आधार पर कछ अन य जोिखम भी लाग होग i खाड़ी कषऽ भाव

ii कीचड़दार भिम भाव

iii नदी क अदर की हलचल सीजीडी कपनी अपन नटवकर म खतरो का पता लगान क िलए अपनी िनजी प ित या आकड़ो क ॐोत को चन सकती ह कछ आकड़ो का ॐोत िनम निलिखत हो सकता ह -

- िपछली तकनीकी लखा-परीकषािनरीकषण िरपोट

- कथोिडक सरकषा णाली सवकषण और िनगरानी िरपोट

- घटना की जाच और मल कारणो का पता लगान क िलए िव लषणो का िरकाडर

- दघरटना या अवसर आधािरत खदाई और िनरीकषण

- सीजीडी नटवकर कषित और दोष िरपोट

- मरम मत और रखरखाव कायरकलाप

- िनयिमत और िपछल चालन सबधी आकड़

- अिभकल प (मागर सवकषण िरकाडर) िनमारण चालन एव रखरखाविनगरानीग त क दौरान पता लगाए गए जोिखमो का रिजः टर

- िनमारण और रखरखाव अिभलख (अनरकषण बकलॉग सिहत) इितहास िनमारण की प ित जाच और िनरीकषण आकड़ आिद

- िविभन न शीष क अतगरत कपनी की आतिरक िविशि टया

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- पाइिपग और इस मटशन डॉयमाम पाइप-बक िडजाइन और िविनमारण दः तावज िनिमरत दः तावज और साइगो आिद जस िरकाड तथा भौगोिलक सचना णाली क योग ारा सीजीडी नटवकर डॉटा

- णाली सशोधन िरकाडर तथा इितहास - मल उपकरण िविनमारताओ और आपितरकतारओ तथा अन य मािणत ततीय

पकषो क साथ परामशर

यह नोट िकया जाए िक उपयरक त सची कवल िनदशात मक ह और सीजीडी कपनी अपन अनभव और ठोस िनणरय क आधार पर आकड़ो क िकसी रप का योग करन क िलए ः वतऽ ह इसक अलावा नटवकर स जड़ जोिखम का सीजीडी कपनी की सिवधानसार िव लषण िकया जाए जो नटवकर क खतरो और एकरपता क कार क िवगत अनभव पर आधािरत हो 613 पिरणाम और भाव िव लषण एक बार खतरनाक घटनाओ की पहचान होन पर जोिखम िव लषण म अगला कदम उनक पिरणामो का िव लषण होता ह अथारत सभी पहचान िकए गए जोिखमो स जनता सपित त और पयारवरण को होन वाल नकसान की िवशालता का अनमान लगाना इन पिरणामो म िरसाव अिग नकाड िवः फोट गस का बादल बनना आिद शािमल होता ह गिणतीय मॉडल उदाहरण क िलए पिरणाम मॉडल का इः तमाल करक पिरणाम आकलन को परा िकया जा सकता ह

उच च पिरणाम कषऽ (एचसीए) की पहचान - उच च पिरणाम कषऽो क मानदड को परा करन क िलए सीजीडी नटवकर क ः थलो की पहचान की जाती ह सामान यतया य अत यिधक आबादी वाल कषऽ होत ह उक त सिवधाओ को खाली करना किठन होता ह (जस अः पताल या ः कल) तथा ऐस ः थल जहा भीड़ जटती ह (जस पजा ः थल कायारलय भवन या कषऽ) सभािवत भाव कषऽ क सबध म िवः तत जानकारी क िलए एएसएमई बी 318 एस क खण ड स 32 का सदभर ल

614 जोिखम बधन और जोिखम आकलन

एकिऽत आकड़ो का योग सीजीडी नटवकर और सबिधत सिवधाओ का जोिखम आकलन करन क िलए िकया जाता ह ऐसी अनक जोिखम आकलन प ितया ह िजन ह उपलब ध आकड़ो और जोिखम की कित क आधार पर लाग िकया जा सकता ह सीजीडी कपनी

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को णाली की आव यकताओ को परा करन क िलए प ित को अपन अनरप बनाना चािहए जोिखम आकलन सीजीडी कपिनयो को आकड़ और सचना को व यविः थत करन म मदद करता ह तािक व अपन कायरकलापो की ाथिमकता पर योजनाए बना सक जोिखम आकलन करन म त यक जोिखम क िलए घटना और पिरणाम की सभावना तथा व यिक तगत जोिखम दर को िवचाराथर अितम जोिखम दर ाप त करक जोड़ा जाना चािहए

जोिखम दर = सभािवत दर x पिरणाम दर

सभािवत दर - सभािवत दर को उ ोग अनभव और कपनी क िवगत अनभव क आधार पर घटना की सभाव यता क िलए उपयक त माऽात मक मल य दत हए िनधारिरत िकया जाए

उदाहरण क िलए सभािवत माऽा दर 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 लाग की जाए और सभाव यताओ का साप तािहक मािसक छमाही वािषरक आिद क अनसार िव लषण िकया जाए घटना की सभावना क बढ़न पर दर बढ़ा दी जानी चािहए

पिरणाम दर - इसी कार पिरणाम दर को उपयक त माऽात मक मल य को जोिखम घटन

क पिरणाम क अनसार िनधारिरत िकया जाए और इस लोगो पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव दखकर व यिक तगत रप स बनाया जाता ह एक सीजीडी कपनी इनम स लाग कई तथ यो पर िवचार कर सकती ह या अपकषा क अनसार अितिरक त तथ यो को पिरभािषत कर सकती ह

उदाहरण क िलए त यक ौणी (जनता पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव) को 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 तक की माऽा की पिरणाम दर क अनसार लाग िकया जाए और इनम स उच च दर को िवचाराधीन पिरणाम दर क रप म िलया जाना चािहए उदाहरण क िलए लोगो पर भाव को मामली या बड़ी चोट एक या अिधक हताहतो आिद क रप म पिरभािषत िकया जा सकता ह इसी कार व यावसाियक हािन को बढ़त हए आिथरक क िलए िवशषीकत िकया जा सकता ह भाव क बढ़न पर दर बढ़त बम म होनी चािहए उपयरक त क अनसार जोिखम आकलन मॉडल सीजीडी नटवकर या सकाय क अदर जोिखमो की कित और ः थलो क बार म बहतर समझ बनान म मदद करता ह लिकन कवल जोिखम आकलन प ित पर ही परी तरह भरोसा नही िकया जा सकता िजसस जोिखम आकलन का पता लगान या जञात जोिखमो का पता लगान या उनका उपशमन करन का

20

पता चल सक जोिखम आकलन प ित का योग जानकारी अनभवी कािमरको (िवषय स सबिधत िवशषजञो और दकषता स पिरिचत लोगो) क सदभर म िकया जाना चािहए अितिरक त आकड़ा घटको का िनगमन या दकषता आकड़ो म पिरवतरन जोिखम आकलन िबया का अिभन न अग ह जोिखम दर की समीकषा की जानी चािहए और पवर-िनधारिरत हः तकषप या जब अितिरक त आकड़ या सचना उपलब ध होती ह क बाद आव यक पिरवतरन िकए जाएग िनयिमत अ तन कायर सिनि चत करन क िलए मख णाली पिरवतरनो और आशोधनो क िलए भावी िबया ः थािपत की जाएगी जो णाली की जोिखम दर को भािवत कर सकत ह और यह पिरवतरन करन क बाद जोिखम आकलन िबया को शािमल करगा

जोिखम आकलन क िहः स क रप म कपनी को िनम निलिखत कायरकलाप लाग करन चािहए -

() िवतरण पाइपलाइनो क िलए कथोिडक सरकषा णाली और सीपी पयारप तता सवकषण करना तथा जोिखम ः तरो क आधार पर पता लगाई गई अिनयिमतताओ का वग करण करना

() पिरसपित तयो (पिरसपित त ितः थापन कायरकलाप की जानकारी क रप म) क जोिखम ः तर का पता लगान क िलए समय-समय पर िव लषण करना

() सभी सिचत पिरसपित त सबिधत घटनाओ और िन कष क िलए जोिखम िव लषण और आकलन (ासिगक ः टील पाइपलाइन और एमडीपीई दशरन या खदाई सिहत)

() पिरसपित तयो की जञात जोिखमो का एक रिजः टर तयार करना रखरखाव करना तथा अ तन बनाना िजसम उनकी जोिखम दर शािमल हो

ाथिमकता म ाय जोिखम दर को घटत बम म बाटना शािमल ह ारिभक यासो और जाच योजनो क िलए जोिखम पिरणामो का उच च-मध यम-न यन आधार पर या सािख यकीय मल य क रप म मल याकन िकया जा सकता ह जब खण डो की समान जोिखम क साथ तलना की जाए तो असफलता की सभावना और उसक पिरणामो पर अलग स िवचार िकया जाए सब उपलब धता (वाह बद िवकल प) सिहत तथ य तथा णाली ापट आव यकताए भी ाथिमकता को भािवत कर सकती ह

21

615 एकीकत आकलन सीजीडी खण ड क एकीकत का आकलन करन क िलए िपछल खड क अनसार सवारिधक महत वपणर जोिखम और खतर का समाधान करन और उपयक त एकीकत आकलन प ित का िनधाररण करन क िलए एक योजना बनाई जानी चािहए एकीकत आकलन क िलए िनम निलिखत प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह (क) टी4एस मानको क अनसार जाच दबाव की ः थापना स पवर हाइसोजन जाच करना (ख) बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए)

(ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण आिद इन िविनयमो की अनसची 5 म िविभन न अखण डता आकलन प ितयो का सिकषप त िववरण भी उपलब ध करवाया गया ह उपयक त अखण डता आकलन प ित का चयन सबस महत वपणर खतरो पर आधािरत होगा जहा कोई िवशष खण ड अितसवदनशील हो सीजीडी नटवकर क िविश ट खतरो क आधार पर एक या अिधक एकीकत आकलन प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह सीजीडी नटवकर णाली का चालक त यक खतर और जोिखम क िलए सवारिधक उपयक त एकीकत आकलन प ित का एक चाटर बनाएगा और उसका समय-समय पर आकलन करगा चालक ऐस आकलन क िलए उपयक त िविशि टया और गणवत ता िनयऽण योजना भी बनाएगा आकलन की भावकािरता ः थािपत करन क बाद आकलन की समयाविध म आग सशोधन िकया जाना चािहए बशत िक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 तथा अन य सगत िविनयम शािमल हो 616 ितिबया और उपशमन

इस खण ड म िनरीकषण मरम मत कायरकलापो ारा ाप त सकतको की ितिबया की अनसची शािमल ह उक त असरिकषत िः थित सीजीडी नटवकर की अखण डता क खतर को कम या समाप त करन क िलए िनवारक काररवाई म सधार या समािप त को भािवत कर सकती ह तथा भावी िनरीकषण अतराल बना सकती ह ऐसी ितिबया को तत काल कायारिन वत िकया जाए जो िनधारिरत समयाविध या णाली म शािमल हो िजनकी िनरीकषण पिरणाम क आधार पर सरलता स िनगरानी की जा सकती ह

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कछ उपशमन काररवाई की सची नीच दी गई ह - (क) कथोिडक सरकषा क पयारप तता ः तर को बढ़ान सबधी काररवाई जस कथोिडक सरकषा

क मौजदा ः तर म वि अितिरक त कषमता की ः थापना आिद

(ख) िव लषण िन कषर क आधार पर पिरसपित तयो को बदलनाउनकी मरम मत

(ग) काररवाई करन पर िनणरय लन क िलए उपकरण आपितरकतारओ क साथ परामशर करना

सकषप म उपशमन काररवाई क िलए िनम निलिखत दि टकोण अपनाया जाए

महत वपणर कायरकलाप या कायरकलाप सामान य रप स

िकए शर िकए गए कायरकलाप िवशष ध यान िदए

जान की आव यकता महत वपणर कायरकलापो की योजनाओ की कपनी ारा समय-समय पर समीकषा की जानी चािहए तािक एकीकत बधन को भािवत करन वाल सगठनात मक और बाहरी कारको म ससाधन (साधन) आव यकता तथा आव यक पिरवतरन िकया जा सक 62 िन पादन योजना त यक सीजीडी कपनी उपयक त िन पादन सकतको को पिरभािषत करगी िजसस कपनी की पिरसपित तयो क िविभन न पहलओ क एकीकत ः तरो की िः थित की िनगरानी की जा सक पवर पिरभािषत लआ यो की तलना म इन सकतको की (आविधक आधार पर) िनयिमत िनगरानी पिरसपित त िन पादन की भावकािरता का आकलन करन म मदद करती ह कपनी अपनी िनजी णाली क अतगरत एकीकत बधन कायरबम क िन पादन की णाली तथा उ ोग-व यापी आधार पर अन य णािलयो क साथ इसकी तलना भी कर सकती ह

एकीकत आकलन पिरणाम

परवितरत वािषरक रखरखाव योजनाओ म अितिरक त बारबारता या काररवाई को शािमल करना

मल याकन की गई उपशमन

ऐस सभी महत वपणर या िवशष कायरकलापो क िलए योजनाए बनाना और उन ह बाद की व यावसाियक और वािषरक योजनाओ म शािमल करना िजसम ससाधनो का आबटन करना भी शािमल हो

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ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

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8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

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गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

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अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

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अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

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73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

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अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

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अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

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पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

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पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

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पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

12

(घ) दबाव परीकषण

कछ खतरो स िनपटत समय ः थापना-पवर ः तर पर ही अखडता का आकलन करन क िलए दबाव परीकषण करना उिचत होता ह दबाव परीकषण िव मान पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर िविनयमो की आव यकता क अनरप होना चािहए एकीकत आकलन क िलए ऐसी अन य प ितयो को भी ऊपर उिल लिखत प ितयो क अलावा सीजीडी कपनी ारा जसा वह उिचत समझ अपनाया जा सकता ह

13

अनसची 6

सीजीडी नटवकर क िलए लाग एकीकत बध णाली की रपरखा बनाना मौजदा और नई ाकितक गस सचरण और िवतरण सीजीडी नटवकर क सभी चालक एकीकत बधन कायरबम बनाएग िजसम आव यक योजनाए कायारन वयन अनसची तथा उसक भाव का आकलन करना शािमल होगा तािक सीजीडी नटवकर का सरिकषत और िव वसनीय चालन सिनि चत िकया जा सक यह ः वीकार िकया गया ह िक व यापक सीजीडी नटवकर एकीकत बधन कायरबम िवः तत आकड़ा समह समीकरण और िव लषण पर आधािरत होता ह इसक अलावा एकीकत बधन कायरबम िविनिदर ट प ितयो िबयाओ तथा आकलन और िव लषण क िलए समय-सीमा या एकीकत आकलन योजना की भावकािरता क सबध म कायरबम क िन पादन क आधार पर इनक पिरणामो और उपशमन यासो क अनसार बनाए जा सकत ह बसलाइन और िन पादन आकड़ो क अभाव म एकीकत बधन कायरबम को कायारिन वत करन वाल चालको क िलए यह अिनवायर होगा िक आदशात मक एकीकत बधन कायरबम को ारभ म अपनाया जाए 61 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना सीजीडी नटवकर क भाग क रप म स थािपत सभी सीजीडी नटवकर तथा सब सिवधाओ को सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना म शािमल िकया जाएगा एकीकत बधन योजना की मल िबया का चब (िचऽ-1) म दि ारत िकया गया ह तथा आग का ब योरा यहा नीच िदया गया ह

14

नही

हा

नही

हा

िचऽ-1 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना ndash वाह आकित

ारिभक आकड़ा एकऽ करना और उसकी समीकषा करना

खतर की पहचान करना

क या सभी खतरो का मल याकन िकया गया ह

पिरणाम और भाव िव लषण

अनसची 9 क अनसार आईएमएस की समीकषा

जोिखम आकलनमल याकन

एकीकत मल याकन

उपशमन और ितिबया

आकड़ा अ तन बनाना और एकीकरण

क या उपशमन और ितिबया अपिकषत ह

15

611 ारिभक आकड़ एकऽीकरण समीकषा और एकीकरण जोिखम आकलन स सबिधत आकड़ो का ः वरप आकलन िकए जा रह खतर क आधार पर िभन न-िभन न होगा सीजीडी नटवकर और सबिधत जानकारी क आकड़ एकऽ करन का एक अिनवायर घटक ह िविश ट आव यकता क अनसार आकड़ उपयरक त भाग म उिल लिखत या अनकिलत िकसी भी रप म हो सकत ह आकड़ ऐस रप म होग जो भावी जोिखम आकलन म सहायक होग यह नोट िकया जाए िक एकीकत बधन कायरबम का कायारन वयन ः वय अितिरक त आकड़ो को एकऽ करगा और उन ह ाथिमकता दगा योजना का वष तक कायारन वयन होन स आकड़ो की माऽा और ः वरप म िवः तार होगा एकिऽत आकड़ जहा तक सभव हो पहचान गए खतरो की योज यता स सबिधत होन चािहए चयिनत आकड़ो क आधार की अनपलब धता एकीकत बधन कायरबम स खतर को िनकालन का कोई औिचत य नही ह आकड़ो क महत व क आधार पर ठोस इजीिनयिरग िनणरय यिद सभव हो तो उपलबध सचना क आधार पर उ ोग क आकड़ो स सब करक तथा जोिखम आकलन क िलए उत क ट प ितयो का इः तमाल करत हए िलया जाए आकड़ एकऽ करन क दौरान चार बातो को ध यान म रखा जाना चािहए 1) आकड़ो को व यविः थत करना

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण िकसी सामान य ः थल पर करना यह िनपट जान वाल जोिखम का पता लगान म मदद करता ह 2) आकड़ो का इितहास

िकसी आकड़ क अः थायी पहलओ का बधन करन की योग यता होना 3) आकड़ो का सामान यीकरण

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण करना िजसस िविभन न पहलओ का िव लषण हो सक 4) आकड़ो की सटीकता और िव वसनीयता

िनणरय लन की कषमता क िलए अपिकषत महत वपणर िनणारयक आकड़

16

612 खतर का पता लगाना गस पाइपलाइन सबधी घटना आकड़ो का अतररार शीय पाइपलाइन अनसधान सिमित (पीआरसीआई) ारा िव लिषत और वग करण िकया गया ह जो पाइपलाइन एकीकत क खतर क िलए 22 मल कारणो का ितिनिधत व करती ह चालक ारा सिचत एक कारण OcircअजञातOtilde ह शष 21 खतरो को समय की िनभररता क आधार पर तीन समहो म बाटा गया ह तथा इस आग उनकी कित और िवकास िवशषजञता क अनसार सबिधत असफल यासो को नौ ौिणयो म बाटा गया ह जो िनम न कार ह (I) समय आधािरत खतर

1) बाहरी कषरण

2) आतिरक कषरण

3) दबाव स कषरणमः त ः थानो का टटना (II) ः थायी खतर

4) िनमारण सबधी दोष

i पाइप की सीवन म दोष

ii दोषपणर पाइप

5) विल डगिकशन स सबिधत

i दोषपणर पाइप पिरिध वल ड

ii दोषपणर फीकशन वल ड

iii मोड म िसकड़न या बकल

iv उधड़ धागटटी पाइपयग मन असफलता

6) उपकरण

i गःकट ओ-िरग म खराबी

ii िनयऽणराहत उपकरण खराबी

iii सील पप पिकग म खराबी

iv िविवध (III) समय आधािरत खतर

7) ततीय पकषयािऽक कषित i थम ि तीय ततीय पकष ारा पहचाई गई कषित (तात कािलकतत काल

खराबी होना)

17

ii पहल स कषितमः त पाइप (िवलिबत असफलता णाली)

iii तोड़फोड़ करना

iv चहो ारा काटना

v इलिक शक आकर बनाना 8) गलत चालन िबया

9) मौसम सबिधत और बाहरी शिक त

i मौसम स सबिधत

ii िबजली िगरना

iii भारी वषार या बाढ़ आना

iv पथ वी की हलचल उपयरक त क अलावा भिम की प ित क आधार पर कछ अन य जोिखम भी लाग होग i खाड़ी कषऽ भाव

ii कीचड़दार भिम भाव

iii नदी क अदर की हलचल सीजीडी कपनी अपन नटवकर म खतरो का पता लगान क िलए अपनी िनजी प ित या आकड़ो क ॐोत को चन सकती ह कछ आकड़ो का ॐोत िनम निलिखत हो सकता ह -

- िपछली तकनीकी लखा-परीकषािनरीकषण िरपोट

- कथोिडक सरकषा णाली सवकषण और िनगरानी िरपोट

- घटना की जाच और मल कारणो का पता लगान क िलए िव लषणो का िरकाडर

- दघरटना या अवसर आधािरत खदाई और िनरीकषण

- सीजीडी नटवकर कषित और दोष िरपोट

- मरम मत और रखरखाव कायरकलाप

- िनयिमत और िपछल चालन सबधी आकड़

- अिभकल प (मागर सवकषण िरकाडर) िनमारण चालन एव रखरखाविनगरानीग त क दौरान पता लगाए गए जोिखमो का रिजः टर

- िनमारण और रखरखाव अिभलख (अनरकषण बकलॉग सिहत) इितहास िनमारण की प ित जाच और िनरीकषण आकड़ आिद

- िविभन न शीष क अतगरत कपनी की आतिरक िविशि टया

18

- पाइिपग और इस मटशन डॉयमाम पाइप-बक िडजाइन और िविनमारण दः तावज िनिमरत दः तावज और साइगो आिद जस िरकाड तथा भौगोिलक सचना णाली क योग ारा सीजीडी नटवकर डॉटा

- णाली सशोधन िरकाडर तथा इितहास - मल उपकरण िविनमारताओ और आपितरकतारओ तथा अन य मािणत ततीय

पकषो क साथ परामशर

यह नोट िकया जाए िक उपयरक त सची कवल िनदशात मक ह और सीजीडी कपनी अपन अनभव और ठोस िनणरय क आधार पर आकड़ो क िकसी रप का योग करन क िलए ः वतऽ ह इसक अलावा नटवकर स जड़ जोिखम का सीजीडी कपनी की सिवधानसार िव लषण िकया जाए जो नटवकर क खतरो और एकरपता क कार क िवगत अनभव पर आधािरत हो 613 पिरणाम और भाव िव लषण एक बार खतरनाक घटनाओ की पहचान होन पर जोिखम िव लषण म अगला कदम उनक पिरणामो का िव लषण होता ह अथारत सभी पहचान िकए गए जोिखमो स जनता सपित त और पयारवरण को होन वाल नकसान की िवशालता का अनमान लगाना इन पिरणामो म िरसाव अिग नकाड िवः फोट गस का बादल बनना आिद शािमल होता ह गिणतीय मॉडल उदाहरण क िलए पिरणाम मॉडल का इः तमाल करक पिरणाम आकलन को परा िकया जा सकता ह

उच च पिरणाम कषऽ (एचसीए) की पहचान - उच च पिरणाम कषऽो क मानदड को परा करन क िलए सीजीडी नटवकर क ः थलो की पहचान की जाती ह सामान यतया य अत यिधक आबादी वाल कषऽ होत ह उक त सिवधाओ को खाली करना किठन होता ह (जस अः पताल या ः कल) तथा ऐस ः थल जहा भीड़ जटती ह (जस पजा ः थल कायारलय भवन या कषऽ) सभािवत भाव कषऽ क सबध म िवः तत जानकारी क िलए एएसएमई बी 318 एस क खण ड स 32 का सदभर ल

614 जोिखम बधन और जोिखम आकलन

एकिऽत आकड़ो का योग सीजीडी नटवकर और सबिधत सिवधाओ का जोिखम आकलन करन क िलए िकया जाता ह ऐसी अनक जोिखम आकलन प ितया ह िजन ह उपलब ध आकड़ो और जोिखम की कित क आधार पर लाग िकया जा सकता ह सीजीडी कपनी

19

को णाली की आव यकताओ को परा करन क िलए प ित को अपन अनरप बनाना चािहए जोिखम आकलन सीजीडी कपिनयो को आकड़ और सचना को व यविः थत करन म मदद करता ह तािक व अपन कायरकलापो की ाथिमकता पर योजनाए बना सक जोिखम आकलन करन म त यक जोिखम क िलए घटना और पिरणाम की सभावना तथा व यिक तगत जोिखम दर को िवचाराथर अितम जोिखम दर ाप त करक जोड़ा जाना चािहए

जोिखम दर = सभािवत दर x पिरणाम दर

सभािवत दर - सभािवत दर को उ ोग अनभव और कपनी क िवगत अनभव क आधार पर घटना की सभाव यता क िलए उपयक त माऽात मक मल य दत हए िनधारिरत िकया जाए

उदाहरण क िलए सभािवत माऽा दर 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 लाग की जाए और सभाव यताओ का साप तािहक मािसक छमाही वािषरक आिद क अनसार िव लषण िकया जाए घटना की सभावना क बढ़न पर दर बढ़ा दी जानी चािहए

पिरणाम दर - इसी कार पिरणाम दर को उपयक त माऽात मक मल य को जोिखम घटन

क पिरणाम क अनसार िनधारिरत िकया जाए और इस लोगो पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव दखकर व यिक तगत रप स बनाया जाता ह एक सीजीडी कपनी इनम स लाग कई तथ यो पर िवचार कर सकती ह या अपकषा क अनसार अितिरक त तथ यो को पिरभािषत कर सकती ह

उदाहरण क िलए त यक ौणी (जनता पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव) को 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 तक की माऽा की पिरणाम दर क अनसार लाग िकया जाए और इनम स उच च दर को िवचाराधीन पिरणाम दर क रप म िलया जाना चािहए उदाहरण क िलए लोगो पर भाव को मामली या बड़ी चोट एक या अिधक हताहतो आिद क रप म पिरभािषत िकया जा सकता ह इसी कार व यावसाियक हािन को बढ़त हए आिथरक क िलए िवशषीकत िकया जा सकता ह भाव क बढ़न पर दर बढ़त बम म होनी चािहए उपयरक त क अनसार जोिखम आकलन मॉडल सीजीडी नटवकर या सकाय क अदर जोिखमो की कित और ः थलो क बार म बहतर समझ बनान म मदद करता ह लिकन कवल जोिखम आकलन प ित पर ही परी तरह भरोसा नही िकया जा सकता िजसस जोिखम आकलन का पता लगान या जञात जोिखमो का पता लगान या उनका उपशमन करन का

20

पता चल सक जोिखम आकलन प ित का योग जानकारी अनभवी कािमरको (िवषय स सबिधत िवशषजञो और दकषता स पिरिचत लोगो) क सदभर म िकया जाना चािहए अितिरक त आकड़ा घटको का िनगमन या दकषता आकड़ो म पिरवतरन जोिखम आकलन िबया का अिभन न अग ह जोिखम दर की समीकषा की जानी चािहए और पवर-िनधारिरत हः तकषप या जब अितिरक त आकड़ या सचना उपलब ध होती ह क बाद आव यक पिरवतरन िकए जाएग िनयिमत अ तन कायर सिनि चत करन क िलए मख णाली पिरवतरनो और आशोधनो क िलए भावी िबया ः थािपत की जाएगी जो णाली की जोिखम दर को भािवत कर सकत ह और यह पिरवतरन करन क बाद जोिखम आकलन िबया को शािमल करगा

जोिखम आकलन क िहः स क रप म कपनी को िनम निलिखत कायरकलाप लाग करन चािहए -

() िवतरण पाइपलाइनो क िलए कथोिडक सरकषा णाली और सीपी पयारप तता सवकषण करना तथा जोिखम ः तरो क आधार पर पता लगाई गई अिनयिमतताओ का वग करण करना

() पिरसपित तयो (पिरसपित त ितः थापन कायरकलाप की जानकारी क रप म) क जोिखम ः तर का पता लगान क िलए समय-समय पर िव लषण करना

() सभी सिचत पिरसपित त सबिधत घटनाओ और िन कष क िलए जोिखम िव लषण और आकलन (ासिगक ः टील पाइपलाइन और एमडीपीई दशरन या खदाई सिहत)

() पिरसपित तयो की जञात जोिखमो का एक रिजः टर तयार करना रखरखाव करना तथा अ तन बनाना िजसम उनकी जोिखम दर शािमल हो

ाथिमकता म ाय जोिखम दर को घटत बम म बाटना शािमल ह ारिभक यासो और जाच योजनो क िलए जोिखम पिरणामो का उच च-मध यम-न यन आधार पर या सािख यकीय मल य क रप म मल याकन िकया जा सकता ह जब खण डो की समान जोिखम क साथ तलना की जाए तो असफलता की सभावना और उसक पिरणामो पर अलग स िवचार िकया जाए सब उपलब धता (वाह बद िवकल प) सिहत तथ य तथा णाली ापट आव यकताए भी ाथिमकता को भािवत कर सकती ह

21

615 एकीकत आकलन सीजीडी खण ड क एकीकत का आकलन करन क िलए िपछल खड क अनसार सवारिधक महत वपणर जोिखम और खतर का समाधान करन और उपयक त एकीकत आकलन प ित का िनधाररण करन क िलए एक योजना बनाई जानी चािहए एकीकत आकलन क िलए िनम निलिखत प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह (क) टी4एस मानको क अनसार जाच दबाव की ः थापना स पवर हाइसोजन जाच करना (ख) बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए)

(ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण आिद इन िविनयमो की अनसची 5 म िविभन न अखण डता आकलन प ितयो का सिकषप त िववरण भी उपलब ध करवाया गया ह उपयक त अखण डता आकलन प ित का चयन सबस महत वपणर खतरो पर आधािरत होगा जहा कोई िवशष खण ड अितसवदनशील हो सीजीडी नटवकर क िविश ट खतरो क आधार पर एक या अिधक एकीकत आकलन प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह सीजीडी नटवकर णाली का चालक त यक खतर और जोिखम क िलए सवारिधक उपयक त एकीकत आकलन प ित का एक चाटर बनाएगा और उसका समय-समय पर आकलन करगा चालक ऐस आकलन क िलए उपयक त िविशि टया और गणवत ता िनयऽण योजना भी बनाएगा आकलन की भावकािरता ः थािपत करन क बाद आकलन की समयाविध म आग सशोधन िकया जाना चािहए बशत िक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 तथा अन य सगत िविनयम शािमल हो 616 ितिबया और उपशमन

इस खण ड म िनरीकषण मरम मत कायरकलापो ारा ाप त सकतको की ितिबया की अनसची शािमल ह उक त असरिकषत िः थित सीजीडी नटवकर की अखण डता क खतर को कम या समाप त करन क िलए िनवारक काररवाई म सधार या समािप त को भािवत कर सकती ह तथा भावी िनरीकषण अतराल बना सकती ह ऐसी ितिबया को तत काल कायारिन वत िकया जाए जो िनधारिरत समयाविध या णाली म शािमल हो िजनकी िनरीकषण पिरणाम क आधार पर सरलता स िनगरानी की जा सकती ह

22

कछ उपशमन काररवाई की सची नीच दी गई ह - (क) कथोिडक सरकषा क पयारप तता ः तर को बढ़ान सबधी काररवाई जस कथोिडक सरकषा

क मौजदा ः तर म वि अितिरक त कषमता की ः थापना आिद

(ख) िव लषण िन कषर क आधार पर पिरसपित तयो को बदलनाउनकी मरम मत

(ग) काररवाई करन पर िनणरय लन क िलए उपकरण आपितरकतारओ क साथ परामशर करना

सकषप म उपशमन काररवाई क िलए िनम निलिखत दि टकोण अपनाया जाए

महत वपणर कायरकलाप या कायरकलाप सामान य रप स

िकए शर िकए गए कायरकलाप िवशष ध यान िदए

जान की आव यकता महत वपणर कायरकलापो की योजनाओ की कपनी ारा समय-समय पर समीकषा की जानी चािहए तािक एकीकत बधन को भािवत करन वाल सगठनात मक और बाहरी कारको म ससाधन (साधन) आव यकता तथा आव यक पिरवतरन िकया जा सक 62 िन पादन योजना त यक सीजीडी कपनी उपयक त िन पादन सकतको को पिरभािषत करगी िजसस कपनी की पिरसपित तयो क िविभन न पहलओ क एकीकत ः तरो की िः थित की िनगरानी की जा सक पवर पिरभािषत लआ यो की तलना म इन सकतको की (आविधक आधार पर) िनयिमत िनगरानी पिरसपित त िन पादन की भावकािरता का आकलन करन म मदद करती ह कपनी अपनी िनजी णाली क अतगरत एकीकत बधन कायरबम क िन पादन की णाली तथा उ ोग-व यापी आधार पर अन य णािलयो क साथ इसकी तलना भी कर सकती ह

एकीकत आकलन पिरणाम

परवितरत वािषरक रखरखाव योजनाओ म अितिरक त बारबारता या काररवाई को शािमल करना

मल याकन की गई उपशमन

ऐस सभी महत वपणर या िवशष कायरकलापो क िलए योजनाए बनाना और उन ह बाद की व यावसाियक और वािषरक योजनाओ म शािमल करना िजसम ससाधनो का आबटन करना भी शािमल हो

23

ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

24

8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

25

गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

26

अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

27

अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

28

73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

29

अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

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62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

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63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

13

अनसची 6

सीजीडी नटवकर क िलए लाग एकीकत बध णाली की रपरखा बनाना मौजदा और नई ाकितक गस सचरण और िवतरण सीजीडी नटवकर क सभी चालक एकीकत बधन कायरबम बनाएग िजसम आव यक योजनाए कायारन वयन अनसची तथा उसक भाव का आकलन करना शािमल होगा तािक सीजीडी नटवकर का सरिकषत और िव वसनीय चालन सिनि चत िकया जा सक यह ः वीकार िकया गया ह िक व यापक सीजीडी नटवकर एकीकत बधन कायरबम िवः तत आकड़ा समह समीकरण और िव लषण पर आधािरत होता ह इसक अलावा एकीकत बधन कायरबम िविनिदर ट प ितयो िबयाओ तथा आकलन और िव लषण क िलए समय-सीमा या एकीकत आकलन योजना की भावकािरता क सबध म कायरबम क िन पादन क आधार पर इनक पिरणामो और उपशमन यासो क अनसार बनाए जा सकत ह बसलाइन और िन पादन आकड़ो क अभाव म एकीकत बधन कायरबम को कायारिन वत करन वाल चालको क िलए यह अिनवायर होगा िक आदशात मक एकीकत बधन कायरबम को ारभ म अपनाया जाए 61 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना सीजीडी नटवकर क भाग क रप म स थािपत सभी सीजीडी नटवकर तथा सब सिवधाओ को सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना म शािमल िकया जाएगा एकीकत बधन योजना की मल िबया का चब (िचऽ-1) म दि ारत िकया गया ह तथा आग का ब योरा यहा नीच िदया गया ह

14

नही

हा

नही

हा

िचऽ-1 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना ndash वाह आकित

ारिभक आकड़ा एकऽ करना और उसकी समीकषा करना

खतर की पहचान करना

क या सभी खतरो का मल याकन िकया गया ह

पिरणाम और भाव िव लषण

अनसची 9 क अनसार आईएमएस की समीकषा

जोिखम आकलनमल याकन

एकीकत मल याकन

उपशमन और ितिबया

आकड़ा अ तन बनाना और एकीकरण

क या उपशमन और ितिबया अपिकषत ह

15

611 ारिभक आकड़ एकऽीकरण समीकषा और एकीकरण जोिखम आकलन स सबिधत आकड़ो का ः वरप आकलन िकए जा रह खतर क आधार पर िभन न-िभन न होगा सीजीडी नटवकर और सबिधत जानकारी क आकड़ एकऽ करन का एक अिनवायर घटक ह िविश ट आव यकता क अनसार आकड़ उपयरक त भाग म उिल लिखत या अनकिलत िकसी भी रप म हो सकत ह आकड़ ऐस रप म होग जो भावी जोिखम आकलन म सहायक होग यह नोट िकया जाए िक एकीकत बधन कायरबम का कायारन वयन ः वय अितिरक त आकड़ो को एकऽ करगा और उन ह ाथिमकता दगा योजना का वष तक कायारन वयन होन स आकड़ो की माऽा और ः वरप म िवः तार होगा एकिऽत आकड़ जहा तक सभव हो पहचान गए खतरो की योज यता स सबिधत होन चािहए चयिनत आकड़ो क आधार की अनपलब धता एकीकत बधन कायरबम स खतर को िनकालन का कोई औिचत य नही ह आकड़ो क महत व क आधार पर ठोस इजीिनयिरग िनणरय यिद सभव हो तो उपलबध सचना क आधार पर उ ोग क आकड़ो स सब करक तथा जोिखम आकलन क िलए उत क ट प ितयो का इः तमाल करत हए िलया जाए आकड़ एकऽ करन क दौरान चार बातो को ध यान म रखा जाना चािहए 1) आकड़ो को व यविः थत करना

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण िकसी सामान य ः थल पर करना यह िनपट जान वाल जोिखम का पता लगान म मदद करता ह 2) आकड़ो का इितहास

िकसी आकड़ क अः थायी पहलओ का बधन करन की योग यता होना 3) आकड़ो का सामान यीकरण

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण करना िजसस िविभन न पहलओ का िव लषण हो सक 4) आकड़ो की सटीकता और िव वसनीयता

िनणरय लन की कषमता क िलए अपिकषत महत वपणर िनणारयक आकड़

16

612 खतर का पता लगाना गस पाइपलाइन सबधी घटना आकड़ो का अतररार शीय पाइपलाइन अनसधान सिमित (पीआरसीआई) ारा िव लिषत और वग करण िकया गया ह जो पाइपलाइन एकीकत क खतर क िलए 22 मल कारणो का ितिनिधत व करती ह चालक ारा सिचत एक कारण OcircअजञातOtilde ह शष 21 खतरो को समय की िनभररता क आधार पर तीन समहो म बाटा गया ह तथा इस आग उनकी कित और िवकास िवशषजञता क अनसार सबिधत असफल यासो को नौ ौिणयो म बाटा गया ह जो िनम न कार ह (I) समय आधािरत खतर

1) बाहरी कषरण

2) आतिरक कषरण

3) दबाव स कषरणमः त ः थानो का टटना (II) ः थायी खतर

4) िनमारण सबधी दोष

i पाइप की सीवन म दोष

ii दोषपणर पाइप

5) विल डगिकशन स सबिधत

i दोषपणर पाइप पिरिध वल ड

ii दोषपणर फीकशन वल ड

iii मोड म िसकड़न या बकल

iv उधड़ धागटटी पाइपयग मन असफलता

6) उपकरण

i गःकट ओ-िरग म खराबी

ii िनयऽणराहत उपकरण खराबी

iii सील पप पिकग म खराबी

iv िविवध (III) समय आधािरत खतर

7) ततीय पकषयािऽक कषित i थम ि तीय ततीय पकष ारा पहचाई गई कषित (तात कािलकतत काल

खराबी होना)

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ii पहल स कषितमः त पाइप (िवलिबत असफलता णाली)

iii तोड़फोड़ करना

iv चहो ारा काटना

v इलिक शक आकर बनाना 8) गलत चालन िबया

9) मौसम सबिधत और बाहरी शिक त

i मौसम स सबिधत

ii िबजली िगरना

iii भारी वषार या बाढ़ आना

iv पथ वी की हलचल उपयरक त क अलावा भिम की प ित क आधार पर कछ अन य जोिखम भी लाग होग i खाड़ी कषऽ भाव

ii कीचड़दार भिम भाव

iii नदी क अदर की हलचल सीजीडी कपनी अपन नटवकर म खतरो का पता लगान क िलए अपनी िनजी प ित या आकड़ो क ॐोत को चन सकती ह कछ आकड़ो का ॐोत िनम निलिखत हो सकता ह -

- िपछली तकनीकी लखा-परीकषािनरीकषण िरपोट

- कथोिडक सरकषा णाली सवकषण और िनगरानी िरपोट

- घटना की जाच और मल कारणो का पता लगान क िलए िव लषणो का िरकाडर

- दघरटना या अवसर आधािरत खदाई और िनरीकषण

- सीजीडी नटवकर कषित और दोष िरपोट

- मरम मत और रखरखाव कायरकलाप

- िनयिमत और िपछल चालन सबधी आकड़

- अिभकल प (मागर सवकषण िरकाडर) िनमारण चालन एव रखरखाविनगरानीग त क दौरान पता लगाए गए जोिखमो का रिजः टर

- िनमारण और रखरखाव अिभलख (अनरकषण बकलॉग सिहत) इितहास िनमारण की प ित जाच और िनरीकषण आकड़ आिद

- िविभन न शीष क अतगरत कपनी की आतिरक िविशि टया

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- पाइिपग और इस मटशन डॉयमाम पाइप-बक िडजाइन और िविनमारण दः तावज िनिमरत दः तावज और साइगो आिद जस िरकाड तथा भौगोिलक सचना णाली क योग ारा सीजीडी नटवकर डॉटा

- णाली सशोधन िरकाडर तथा इितहास - मल उपकरण िविनमारताओ और आपितरकतारओ तथा अन य मािणत ततीय

पकषो क साथ परामशर

यह नोट िकया जाए िक उपयरक त सची कवल िनदशात मक ह और सीजीडी कपनी अपन अनभव और ठोस िनणरय क आधार पर आकड़ो क िकसी रप का योग करन क िलए ः वतऽ ह इसक अलावा नटवकर स जड़ जोिखम का सीजीडी कपनी की सिवधानसार िव लषण िकया जाए जो नटवकर क खतरो और एकरपता क कार क िवगत अनभव पर आधािरत हो 613 पिरणाम और भाव िव लषण एक बार खतरनाक घटनाओ की पहचान होन पर जोिखम िव लषण म अगला कदम उनक पिरणामो का िव लषण होता ह अथारत सभी पहचान िकए गए जोिखमो स जनता सपित त और पयारवरण को होन वाल नकसान की िवशालता का अनमान लगाना इन पिरणामो म िरसाव अिग नकाड िवः फोट गस का बादल बनना आिद शािमल होता ह गिणतीय मॉडल उदाहरण क िलए पिरणाम मॉडल का इः तमाल करक पिरणाम आकलन को परा िकया जा सकता ह

उच च पिरणाम कषऽ (एचसीए) की पहचान - उच च पिरणाम कषऽो क मानदड को परा करन क िलए सीजीडी नटवकर क ः थलो की पहचान की जाती ह सामान यतया य अत यिधक आबादी वाल कषऽ होत ह उक त सिवधाओ को खाली करना किठन होता ह (जस अः पताल या ः कल) तथा ऐस ः थल जहा भीड़ जटती ह (जस पजा ः थल कायारलय भवन या कषऽ) सभािवत भाव कषऽ क सबध म िवः तत जानकारी क िलए एएसएमई बी 318 एस क खण ड स 32 का सदभर ल

614 जोिखम बधन और जोिखम आकलन

एकिऽत आकड़ो का योग सीजीडी नटवकर और सबिधत सिवधाओ का जोिखम आकलन करन क िलए िकया जाता ह ऐसी अनक जोिखम आकलन प ितया ह िजन ह उपलब ध आकड़ो और जोिखम की कित क आधार पर लाग िकया जा सकता ह सीजीडी कपनी

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को णाली की आव यकताओ को परा करन क िलए प ित को अपन अनरप बनाना चािहए जोिखम आकलन सीजीडी कपिनयो को आकड़ और सचना को व यविः थत करन म मदद करता ह तािक व अपन कायरकलापो की ाथिमकता पर योजनाए बना सक जोिखम आकलन करन म त यक जोिखम क िलए घटना और पिरणाम की सभावना तथा व यिक तगत जोिखम दर को िवचाराथर अितम जोिखम दर ाप त करक जोड़ा जाना चािहए

जोिखम दर = सभािवत दर x पिरणाम दर

सभािवत दर - सभािवत दर को उ ोग अनभव और कपनी क िवगत अनभव क आधार पर घटना की सभाव यता क िलए उपयक त माऽात मक मल य दत हए िनधारिरत िकया जाए

उदाहरण क िलए सभािवत माऽा दर 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 लाग की जाए और सभाव यताओ का साप तािहक मािसक छमाही वािषरक आिद क अनसार िव लषण िकया जाए घटना की सभावना क बढ़न पर दर बढ़ा दी जानी चािहए

पिरणाम दर - इसी कार पिरणाम दर को उपयक त माऽात मक मल य को जोिखम घटन

क पिरणाम क अनसार िनधारिरत िकया जाए और इस लोगो पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव दखकर व यिक तगत रप स बनाया जाता ह एक सीजीडी कपनी इनम स लाग कई तथ यो पर िवचार कर सकती ह या अपकषा क अनसार अितिरक त तथ यो को पिरभािषत कर सकती ह

उदाहरण क िलए त यक ौणी (जनता पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव) को 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 तक की माऽा की पिरणाम दर क अनसार लाग िकया जाए और इनम स उच च दर को िवचाराधीन पिरणाम दर क रप म िलया जाना चािहए उदाहरण क िलए लोगो पर भाव को मामली या बड़ी चोट एक या अिधक हताहतो आिद क रप म पिरभािषत िकया जा सकता ह इसी कार व यावसाियक हािन को बढ़त हए आिथरक क िलए िवशषीकत िकया जा सकता ह भाव क बढ़न पर दर बढ़त बम म होनी चािहए उपयरक त क अनसार जोिखम आकलन मॉडल सीजीडी नटवकर या सकाय क अदर जोिखमो की कित और ः थलो क बार म बहतर समझ बनान म मदद करता ह लिकन कवल जोिखम आकलन प ित पर ही परी तरह भरोसा नही िकया जा सकता िजसस जोिखम आकलन का पता लगान या जञात जोिखमो का पता लगान या उनका उपशमन करन का

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पता चल सक जोिखम आकलन प ित का योग जानकारी अनभवी कािमरको (िवषय स सबिधत िवशषजञो और दकषता स पिरिचत लोगो) क सदभर म िकया जाना चािहए अितिरक त आकड़ा घटको का िनगमन या दकषता आकड़ो म पिरवतरन जोिखम आकलन िबया का अिभन न अग ह जोिखम दर की समीकषा की जानी चािहए और पवर-िनधारिरत हः तकषप या जब अितिरक त आकड़ या सचना उपलब ध होती ह क बाद आव यक पिरवतरन िकए जाएग िनयिमत अ तन कायर सिनि चत करन क िलए मख णाली पिरवतरनो और आशोधनो क िलए भावी िबया ः थािपत की जाएगी जो णाली की जोिखम दर को भािवत कर सकत ह और यह पिरवतरन करन क बाद जोिखम आकलन िबया को शािमल करगा

जोिखम आकलन क िहः स क रप म कपनी को िनम निलिखत कायरकलाप लाग करन चािहए -

() िवतरण पाइपलाइनो क िलए कथोिडक सरकषा णाली और सीपी पयारप तता सवकषण करना तथा जोिखम ः तरो क आधार पर पता लगाई गई अिनयिमतताओ का वग करण करना

() पिरसपित तयो (पिरसपित त ितः थापन कायरकलाप की जानकारी क रप म) क जोिखम ः तर का पता लगान क िलए समय-समय पर िव लषण करना

() सभी सिचत पिरसपित त सबिधत घटनाओ और िन कष क िलए जोिखम िव लषण और आकलन (ासिगक ः टील पाइपलाइन और एमडीपीई दशरन या खदाई सिहत)

() पिरसपित तयो की जञात जोिखमो का एक रिजः टर तयार करना रखरखाव करना तथा अ तन बनाना िजसम उनकी जोिखम दर शािमल हो

ाथिमकता म ाय जोिखम दर को घटत बम म बाटना शािमल ह ारिभक यासो और जाच योजनो क िलए जोिखम पिरणामो का उच च-मध यम-न यन आधार पर या सािख यकीय मल य क रप म मल याकन िकया जा सकता ह जब खण डो की समान जोिखम क साथ तलना की जाए तो असफलता की सभावना और उसक पिरणामो पर अलग स िवचार िकया जाए सब उपलब धता (वाह बद िवकल प) सिहत तथ य तथा णाली ापट आव यकताए भी ाथिमकता को भािवत कर सकती ह

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615 एकीकत आकलन सीजीडी खण ड क एकीकत का आकलन करन क िलए िपछल खड क अनसार सवारिधक महत वपणर जोिखम और खतर का समाधान करन और उपयक त एकीकत आकलन प ित का िनधाररण करन क िलए एक योजना बनाई जानी चािहए एकीकत आकलन क िलए िनम निलिखत प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह (क) टी4एस मानको क अनसार जाच दबाव की ः थापना स पवर हाइसोजन जाच करना (ख) बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए)

(ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण आिद इन िविनयमो की अनसची 5 म िविभन न अखण डता आकलन प ितयो का सिकषप त िववरण भी उपलब ध करवाया गया ह उपयक त अखण डता आकलन प ित का चयन सबस महत वपणर खतरो पर आधािरत होगा जहा कोई िवशष खण ड अितसवदनशील हो सीजीडी नटवकर क िविश ट खतरो क आधार पर एक या अिधक एकीकत आकलन प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह सीजीडी नटवकर णाली का चालक त यक खतर और जोिखम क िलए सवारिधक उपयक त एकीकत आकलन प ित का एक चाटर बनाएगा और उसका समय-समय पर आकलन करगा चालक ऐस आकलन क िलए उपयक त िविशि टया और गणवत ता िनयऽण योजना भी बनाएगा आकलन की भावकािरता ः थािपत करन क बाद आकलन की समयाविध म आग सशोधन िकया जाना चािहए बशत िक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 तथा अन य सगत िविनयम शािमल हो 616 ितिबया और उपशमन

इस खण ड म िनरीकषण मरम मत कायरकलापो ारा ाप त सकतको की ितिबया की अनसची शािमल ह उक त असरिकषत िः थित सीजीडी नटवकर की अखण डता क खतर को कम या समाप त करन क िलए िनवारक काररवाई म सधार या समािप त को भािवत कर सकती ह तथा भावी िनरीकषण अतराल बना सकती ह ऐसी ितिबया को तत काल कायारिन वत िकया जाए जो िनधारिरत समयाविध या णाली म शािमल हो िजनकी िनरीकषण पिरणाम क आधार पर सरलता स िनगरानी की जा सकती ह

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कछ उपशमन काररवाई की सची नीच दी गई ह - (क) कथोिडक सरकषा क पयारप तता ः तर को बढ़ान सबधी काररवाई जस कथोिडक सरकषा

क मौजदा ः तर म वि अितिरक त कषमता की ः थापना आिद

(ख) िव लषण िन कषर क आधार पर पिरसपित तयो को बदलनाउनकी मरम मत

(ग) काररवाई करन पर िनणरय लन क िलए उपकरण आपितरकतारओ क साथ परामशर करना

सकषप म उपशमन काररवाई क िलए िनम निलिखत दि टकोण अपनाया जाए

महत वपणर कायरकलाप या कायरकलाप सामान य रप स

िकए शर िकए गए कायरकलाप िवशष ध यान िदए

जान की आव यकता महत वपणर कायरकलापो की योजनाओ की कपनी ारा समय-समय पर समीकषा की जानी चािहए तािक एकीकत बधन को भािवत करन वाल सगठनात मक और बाहरी कारको म ससाधन (साधन) आव यकता तथा आव यक पिरवतरन िकया जा सक 62 िन पादन योजना त यक सीजीडी कपनी उपयक त िन पादन सकतको को पिरभािषत करगी िजसस कपनी की पिरसपित तयो क िविभन न पहलओ क एकीकत ः तरो की िः थित की िनगरानी की जा सक पवर पिरभािषत लआ यो की तलना म इन सकतको की (आविधक आधार पर) िनयिमत िनगरानी पिरसपित त िन पादन की भावकािरता का आकलन करन म मदद करती ह कपनी अपनी िनजी णाली क अतगरत एकीकत बधन कायरबम क िन पादन की णाली तथा उ ोग-व यापी आधार पर अन य णािलयो क साथ इसकी तलना भी कर सकती ह

एकीकत आकलन पिरणाम

परवितरत वािषरक रखरखाव योजनाओ म अितिरक त बारबारता या काररवाई को शािमल करना

मल याकन की गई उपशमन

ऐस सभी महत वपणर या िवशष कायरकलापो क िलए योजनाए बनाना और उन ह बाद की व यावसाियक और वािषरक योजनाओ म शािमल करना िजसम ससाधनो का आबटन करना भी शािमल हो

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ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

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8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

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गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

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अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

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अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

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73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

29

अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

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An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

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The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

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62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

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63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

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Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

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SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

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Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

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SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

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Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

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SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

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APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

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APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

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APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

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ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

14

नही

हा

नही

हा

िचऽ-1 सीजीडी नटवकर एकीकत बधन योजना ndash वाह आकित

ारिभक आकड़ा एकऽ करना और उसकी समीकषा करना

खतर की पहचान करना

क या सभी खतरो का मल याकन िकया गया ह

पिरणाम और भाव िव लषण

अनसची 9 क अनसार आईएमएस की समीकषा

जोिखम आकलनमल याकन

एकीकत मल याकन

उपशमन और ितिबया

आकड़ा अ तन बनाना और एकीकरण

क या उपशमन और ितिबया अपिकषत ह

15

611 ारिभक आकड़ एकऽीकरण समीकषा और एकीकरण जोिखम आकलन स सबिधत आकड़ो का ः वरप आकलन िकए जा रह खतर क आधार पर िभन न-िभन न होगा सीजीडी नटवकर और सबिधत जानकारी क आकड़ एकऽ करन का एक अिनवायर घटक ह िविश ट आव यकता क अनसार आकड़ उपयरक त भाग म उिल लिखत या अनकिलत िकसी भी रप म हो सकत ह आकड़ ऐस रप म होग जो भावी जोिखम आकलन म सहायक होग यह नोट िकया जाए िक एकीकत बधन कायरबम का कायारन वयन ः वय अितिरक त आकड़ो को एकऽ करगा और उन ह ाथिमकता दगा योजना का वष तक कायारन वयन होन स आकड़ो की माऽा और ः वरप म िवः तार होगा एकिऽत आकड़ जहा तक सभव हो पहचान गए खतरो की योज यता स सबिधत होन चािहए चयिनत आकड़ो क आधार की अनपलब धता एकीकत बधन कायरबम स खतर को िनकालन का कोई औिचत य नही ह आकड़ो क महत व क आधार पर ठोस इजीिनयिरग िनणरय यिद सभव हो तो उपलबध सचना क आधार पर उ ोग क आकड़ो स सब करक तथा जोिखम आकलन क िलए उत क ट प ितयो का इः तमाल करत हए िलया जाए आकड़ एकऽ करन क दौरान चार बातो को ध यान म रखा जाना चािहए 1) आकड़ो को व यविः थत करना

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण िकसी सामान य ः थल पर करना यह िनपट जान वाल जोिखम का पता लगान म मदद करता ह 2) आकड़ो का इितहास

िकसी आकड़ क अः थायी पहलओ का बधन करन की योग यता होना 3) आकड़ो का सामान यीकरण

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण करना िजसस िविभन न पहलओ का िव लषण हो सक 4) आकड़ो की सटीकता और िव वसनीयता

िनणरय लन की कषमता क िलए अपिकषत महत वपणर िनणारयक आकड़

16

612 खतर का पता लगाना गस पाइपलाइन सबधी घटना आकड़ो का अतररार शीय पाइपलाइन अनसधान सिमित (पीआरसीआई) ारा िव लिषत और वग करण िकया गया ह जो पाइपलाइन एकीकत क खतर क िलए 22 मल कारणो का ितिनिधत व करती ह चालक ारा सिचत एक कारण OcircअजञातOtilde ह शष 21 खतरो को समय की िनभररता क आधार पर तीन समहो म बाटा गया ह तथा इस आग उनकी कित और िवकास िवशषजञता क अनसार सबिधत असफल यासो को नौ ौिणयो म बाटा गया ह जो िनम न कार ह (I) समय आधािरत खतर

1) बाहरी कषरण

2) आतिरक कषरण

3) दबाव स कषरणमः त ः थानो का टटना (II) ः थायी खतर

4) िनमारण सबधी दोष

i पाइप की सीवन म दोष

ii दोषपणर पाइप

5) विल डगिकशन स सबिधत

i दोषपणर पाइप पिरिध वल ड

ii दोषपणर फीकशन वल ड

iii मोड म िसकड़न या बकल

iv उधड़ धागटटी पाइपयग मन असफलता

6) उपकरण

i गःकट ओ-िरग म खराबी

ii िनयऽणराहत उपकरण खराबी

iii सील पप पिकग म खराबी

iv िविवध (III) समय आधािरत खतर

7) ततीय पकषयािऽक कषित i थम ि तीय ततीय पकष ारा पहचाई गई कषित (तात कािलकतत काल

खराबी होना)

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ii पहल स कषितमः त पाइप (िवलिबत असफलता णाली)

iii तोड़फोड़ करना

iv चहो ारा काटना

v इलिक शक आकर बनाना 8) गलत चालन िबया

9) मौसम सबिधत और बाहरी शिक त

i मौसम स सबिधत

ii िबजली िगरना

iii भारी वषार या बाढ़ आना

iv पथ वी की हलचल उपयरक त क अलावा भिम की प ित क आधार पर कछ अन य जोिखम भी लाग होग i खाड़ी कषऽ भाव

ii कीचड़दार भिम भाव

iii नदी क अदर की हलचल सीजीडी कपनी अपन नटवकर म खतरो का पता लगान क िलए अपनी िनजी प ित या आकड़ो क ॐोत को चन सकती ह कछ आकड़ो का ॐोत िनम निलिखत हो सकता ह -

- िपछली तकनीकी लखा-परीकषािनरीकषण िरपोट

- कथोिडक सरकषा णाली सवकषण और िनगरानी िरपोट

- घटना की जाच और मल कारणो का पता लगान क िलए िव लषणो का िरकाडर

- दघरटना या अवसर आधािरत खदाई और िनरीकषण

- सीजीडी नटवकर कषित और दोष िरपोट

- मरम मत और रखरखाव कायरकलाप

- िनयिमत और िपछल चालन सबधी आकड़

- अिभकल प (मागर सवकषण िरकाडर) िनमारण चालन एव रखरखाविनगरानीग त क दौरान पता लगाए गए जोिखमो का रिजः टर

- िनमारण और रखरखाव अिभलख (अनरकषण बकलॉग सिहत) इितहास िनमारण की प ित जाच और िनरीकषण आकड़ आिद

- िविभन न शीष क अतगरत कपनी की आतिरक िविशि टया

18

- पाइिपग और इस मटशन डॉयमाम पाइप-बक िडजाइन और िविनमारण दः तावज िनिमरत दः तावज और साइगो आिद जस िरकाड तथा भौगोिलक सचना णाली क योग ारा सीजीडी नटवकर डॉटा

- णाली सशोधन िरकाडर तथा इितहास - मल उपकरण िविनमारताओ और आपितरकतारओ तथा अन य मािणत ततीय

पकषो क साथ परामशर

यह नोट िकया जाए िक उपयरक त सची कवल िनदशात मक ह और सीजीडी कपनी अपन अनभव और ठोस िनणरय क आधार पर आकड़ो क िकसी रप का योग करन क िलए ः वतऽ ह इसक अलावा नटवकर स जड़ जोिखम का सीजीडी कपनी की सिवधानसार िव लषण िकया जाए जो नटवकर क खतरो और एकरपता क कार क िवगत अनभव पर आधािरत हो 613 पिरणाम और भाव िव लषण एक बार खतरनाक घटनाओ की पहचान होन पर जोिखम िव लषण म अगला कदम उनक पिरणामो का िव लषण होता ह अथारत सभी पहचान िकए गए जोिखमो स जनता सपित त और पयारवरण को होन वाल नकसान की िवशालता का अनमान लगाना इन पिरणामो म िरसाव अिग नकाड िवः फोट गस का बादल बनना आिद शािमल होता ह गिणतीय मॉडल उदाहरण क िलए पिरणाम मॉडल का इः तमाल करक पिरणाम आकलन को परा िकया जा सकता ह

उच च पिरणाम कषऽ (एचसीए) की पहचान - उच च पिरणाम कषऽो क मानदड को परा करन क िलए सीजीडी नटवकर क ः थलो की पहचान की जाती ह सामान यतया य अत यिधक आबादी वाल कषऽ होत ह उक त सिवधाओ को खाली करना किठन होता ह (जस अः पताल या ः कल) तथा ऐस ः थल जहा भीड़ जटती ह (जस पजा ः थल कायारलय भवन या कषऽ) सभािवत भाव कषऽ क सबध म िवः तत जानकारी क िलए एएसएमई बी 318 एस क खण ड स 32 का सदभर ल

614 जोिखम बधन और जोिखम आकलन

एकिऽत आकड़ो का योग सीजीडी नटवकर और सबिधत सिवधाओ का जोिखम आकलन करन क िलए िकया जाता ह ऐसी अनक जोिखम आकलन प ितया ह िजन ह उपलब ध आकड़ो और जोिखम की कित क आधार पर लाग िकया जा सकता ह सीजीडी कपनी

19

को णाली की आव यकताओ को परा करन क िलए प ित को अपन अनरप बनाना चािहए जोिखम आकलन सीजीडी कपिनयो को आकड़ और सचना को व यविः थत करन म मदद करता ह तािक व अपन कायरकलापो की ाथिमकता पर योजनाए बना सक जोिखम आकलन करन म त यक जोिखम क िलए घटना और पिरणाम की सभावना तथा व यिक तगत जोिखम दर को िवचाराथर अितम जोिखम दर ाप त करक जोड़ा जाना चािहए

जोिखम दर = सभािवत दर x पिरणाम दर

सभािवत दर - सभािवत दर को उ ोग अनभव और कपनी क िवगत अनभव क आधार पर घटना की सभाव यता क िलए उपयक त माऽात मक मल य दत हए िनधारिरत िकया जाए

उदाहरण क िलए सभािवत माऽा दर 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 लाग की जाए और सभाव यताओ का साप तािहक मािसक छमाही वािषरक आिद क अनसार िव लषण िकया जाए घटना की सभावना क बढ़न पर दर बढ़ा दी जानी चािहए

पिरणाम दर - इसी कार पिरणाम दर को उपयक त माऽात मक मल य को जोिखम घटन

क पिरणाम क अनसार िनधारिरत िकया जाए और इस लोगो पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव दखकर व यिक तगत रप स बनाया जाता ह एक सीजीडी कपनी इनम स लाग कई तथ यो पर िवचार कर सकती ह या अपकषा क अनसार अितिरक त तथ यो को पिरभािषत कर सकती ह

उदाहरण क िलए त यक ौणी (जनता पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव) को 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 तक की माऽा की पिरणाम दर क अनसार लाग िकया जाए और इनम स उच च दर को िवचाराधीन पिरणाम दर क रप म िलया जाना चािहए उदाहरण क िलए लोगो पर भाव को मामली या बड़ी चोट एक या अिधक हताहतो आिद क रप म पिरभािषत िकया जा सकता ह इसी कार व यावसाियक हािन को बढ़त हए आिथरक क िलए िवशषीकत िकया जा सकता ह भाव क बढ़न पर दर बढ़त बम म होनी चािहए उपयरक त क अनसार जोिखम आकलन मॉडल सीजीडी नटवकर या सकाय क अदर जोिखमो की कित और ः थलो क बार म बहतर समझ बनान म मदद करता ह लिकन कवल जोिखम आकलन प ित पर ही परी तरह भरोसा नही िकया जा सकता िजसस जोिखम आकलन का पता लगान या जञात जोिखमो का पता लगान या उनका उपशमन करन का

20

पता चल सक जोिखम आकलन प ित का योग जानकारी अनभवी कािमरको (िवषय स सबिधत िवशषजञो और दकषता स पिरिचत लोगो) क सदभर म िकया जाना चािहए अितिरक त आकड़ा घटको का िनगमन या दकषता आकड़ो म पिरवतरन जोिखम आकलन िबया का अिभन न अग ह जोिखम दर की समीकषा की जानी चािहए और पवर-िनधारिरत हः तकषप या जब अितिरक त आकड़ या सचना उपलब ध होती ह क बाद आव यक पिरवतरन िकए जाएग िनयिमत अ तन कायर सिनि चत करन क िलए मख णाली पिरवतरनो और आशोधनो क िलए भावी िबया ः थािपत की जाएगी जो णाली की जोिखम दर को भािवत कर सकत ह और यह पिरवतरन करन क बाद जोिखम आकलन िबया को शािमल करगा

जोिखम आकलन क िहः स क रप म कपनी को िनम निलिखत कायरकलाप लाग करन चािहए -

() िवतरण पाइपलाइनो क िलए कथोिडक सरकषा णाली और सीपी पयारप तता सवकषण करना तथा जोिखम ः तरो क आधार पर पता लगाई गई अिनयिमतताओ का वग करण करना

() पिरसपित तयो (पिरसपित त ितः थापन कायरकलाप की जानकारी क रप म) क जोिखम ः तर का पता लगान क िलए समय-समय पर िव लषण करना

() सभी सिचत पिरसपित त सबिधत घटनाओ और िन कष क िलए जोिखम िव लषण और आकलन (ासिगक ः टील पाइपलाइन और एमडीपीई दशरन या खदाई सिहत)

() पिरसपित तयो की जञात जोिखमो का एक रिजः टर तयार करना रखरखाव करना तथा अ तन बनाना िजसम उनकी जोिखम दर शािमल हो

ाथिमकता म ाय जोिखम दर को घटत बम म बाटना शािमल ह ारिभक यासो और जाच योजनो क िलए जोिखम पिरणामो का उच च-मध यम-न यन आधार पर या सािख यकीय मल य क रप म मल याकन िकया जा सकता ह जब खण डो की समान जोिखम क साथ तलना की जाए तो असफलता की सभावना और उसक पिरणामो पर अलग स िवचार िकया जाए सब उपलब धता (वाह बद िवकल प) सिहत तथ य तथा णाली ापट आव यकताए भी ाथिमकता को भािवत कर सकती ह

21

615 एकीकत आकलन सीजीडी खण ड क एकीकत का आकलन करन क िलए िपछल खड क अनसार सवारिधक महत वपणर जोिखम और खतर का समाधान करन और उपयक त एकीकत आकलन प ित का िनधाररण करन क िलए एक योजना बनाई जानी चािहए एकीकत आकलन क िलए िनम निलिखत प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह (क) टी4एस मानको क अनसार जाच दबाव की ः थापना स पवर हाइसोजन जाच करना (ख) बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए)

(ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण आिद इन िविनयमो की अनसची 5 म िविभन न अखण डता आकलन प ितयो का सिकषप त िववरण भी उपलब ध करवाया गया ह उपयक त अखण डता आकलन प ित का चयन सबस महत वपणर खतरो पर आधािरत होगा जहा कोई िवशष खण ड अितसवदनशील हो सीजीडी नटवकर क िविश ट खतरो क आधार पर एक या अिधक एकीकत आकलन प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह सीजीडी नटवकर णाली का चालक त यक खतर और जोिखम क िलए सवारिधक उपयक त एकीकत आकलन प ित का एक चाटर बनाएगा और उसका समय-समय पर आकलन करगा चालक ऐस आकलन क िलए उपयक त िविशि टया और गणवत ता िनयऽण योजना भी बनाएगा आकलन की भावकािरता ः थािपत करन क बाद आकलन की समयाविध म आग सशोधन िकया जाना चािहए बशत िक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 तथा अन य सगत िविनयम शािमल हो 616 ितिबया और उपशमन

इस खण ड म िनरीकषण मरम मत कायरकलापो ारा ाप त सकतको की ितिबया की अनसची शािमल ह उक त असरिकषत िः थित सीजीडी नटवकर की अखण डता क खतर को कम या समाप त करन क िलए िनवारक काररवाई म सधार या समािप त को भािवत कर सकती ह तथा भावी िनरीकषण अतराल बना सकती ह ऐसी ितिबया को तत काल कायारिन वत िकया जाए जो िनधारिरत समयाविध या णाली म शािमल हो िजनकी िनरीकषण पिरणाम क आधार पर सरलता स िनगरानी की जा सकती ह

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कछ उपशमन काररवाई की सची नीच दी गई ह - (क) कथोिडक सरकषा क पयारप तता ः तर को बढ़ान सबधी काररवाई जस कथोिडक सरकषा

क मौजदा ः तर म वि अितिरक त कषमता की ः थापना आिद

(ख) िव लषण िन कषर क आधार पर पिरसपित तयो को बदलनाउनकी मरम मत

(ग) काररवाई करन पर िनणरय लन क िलए उपकरण आपितरकतारओ क साथ परामशर करना

सकषप म उपशमन काररवाई क िलए िनम निलिखत दि टकोण अपनाया जाए

महत वपणर कायरकलाप या कायरकलाप सामान य रप स

िकए शर िकए गए कायरकलाप िवशष ध यान िदए

जान की आव यकता महत वपणर कायरकलापो की योजनाओ की कपनी ारा समय-समय पर समीकषा की जानी चािहए तािक एकीकत बधन को भािवत करन वाल सगठनात मक और बाहरी कारको म ससाधन (साधन) आव यकता तथा आव यक पिरवतरन िकया जा सक 62 िन पादन योजना त यक सीजीडी कपनी उपयक त िन पादन सकतको को पिरभािषत करगी िजसस कपनी की पिरसपित तयो क िविभन न पहलओ क एकीकत ः तरो की िः थित की िनगरानी की जा सक पवर पिरभािषत लआ यो की तलना म इन सकतको की (आविधक आधार पर) िनयिमत िनगरानी पिरसपित त िन पादन की भावकािरता का आकलन करन म मदद करती ह कपनी अपनी िनजी णाली क अतगरत एकीकत बधन कायरबम क िन पादन की णाली तथा उ ोग-व यापी आधार पर अन य णािलयो क साथ इसकी तलना भी कर सकती ह

एकीकत आकलन पिरणाम

परवितरत वािषरक रखरखाव योजनाओ म अितिरक त बारबारता या काररवाई को शािमल करना

मल याकन की गई उपशमन

ऐस सभी महत वपणर या िवशष कायरकलापो क िलए योजनाए बनाना और उन ह बाद की व यावसाियक और वािषरक योजनाओ म शािमल करना िजसम ससाधनो का आबटन करना भी शािमल हो

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ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

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8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

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गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

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अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

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अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

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73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

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अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

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अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

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पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

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पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

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पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

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APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

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ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

15

611 ारिभक आकड़ एकऽीकरण समीकषा और एकीकरण जोिखम आकलन स सबिधत आकड़ो का ः वरप आकलन िकए जा रह खतर क आधार पर िभन न-िभन न होगा सीजीडी नटवकर और सबिधत जानकारी क आकड़ एकऽ करन का एक अिनवायर घटक ह िविश ट आव यकता क अनसार आकड़ उपयरक त भाग म उिल लिखत या अनकिलत िकसी भी रप म हो सकत ह आकड़ ऐस रप म होग जो भावी जोिखम आकलन म सहायक होग यह नोट िकया जाए िक एकीकत बधन कायरबम का कायारन वयन ः वय अितिरक त आकड़ो को एकऽ करगा और उन ह ाथिमकता दगा योजना का वष तक कायारन वयन होन स आकड़ो की माऽा और ः वरप म िवः तार होगा एकिऽत आकड़ जहा तक सभव हो पहचान गए खतरो की योज यता स सबिधत होन चािहए चयिनत आकड़ो क आधार की अनपलब धता एकीकत बधन कायरबम स खतर को िनकालन का कोई औिचत य नही ह आकड़ो क महत व क आधार पर ठोस इजीिनयिरग िनणरय यिद सभव हो तो उपलबध सचना क आधार पर उ ोग क आकड़ो स सब करक तथा जोिखम आकलन क िलए उत क ट प ितयो का इः तमाल करत हए िलया जाए आकड़ एकऽ करन क दौरान चार बातो को ध यान म रखा जाना चािहए 1) आकड़ो को व यविः थत करना

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण िकसी सामान य ः थल पर करना यह िनपट जान वाल जोिखम का पता लगान म मदद करता ह 2) आकड़ो का इितहास

िकसी आकड़ क अः थायी पहलओ का बधन करन की योग यता होना 3) आकड़ो का सामान यीकरण

िभन न आकड़ा ॐोतो का एकीकरण करना िजसस िविभन न पहलओ का िव लषण हो सक 4) आकड़ो की सटीकता और िव वसनीयता

िनणरय लन की कषमता क िलए अपिकषत महत वपणर िनणारयक आकड़

16

612 खतर का पता लगाना गस पाइपलाइन सबधी घटना आकड़ो का अतररार शीय पाइपलाइन अनसधान सिमित (पीआरसीआई) ारा िव लिषत और वग करण िकया गया ह जो पाइपलाइन एकीकत क खतर क िलए 22 मल कारणो का ितिनिधत व करती ह चालक ारा सिचत एक कारण OcircअजञातOtilde ह शष 21 खतरो को समय की िनभररता क आधार पर तीन समहो म बाटा गया ह तथा इस आग उनकी कित और िवकास िवशषजञता क अनसार सबिधत असफल यासो को नौ ौिणयो म बाटा गया ह जो िनम न कार ह (I) समय आधािरत खतर

1) बाहरी कषरण

2) आतिरक कषरण

3) दबाव स कषरणमः त ः थानो का टटना (II) ः थायी खतर

4) िनमारण सबधी दोष

i पाइप की सीवन म दोष

ii दोषपणर पाइप

5) विल डगिकशन स सबिधत

i दोषपणर पाइप पिरिध वल ड

ii दोषपणर फीकशन वल ड

iii मोड म िसकड़न या बकल

iv उधड़ धागटटी पाइपयग मन असफलता

6) उपकरण

i गःकट ओ-िरग म खराबी

ii िनयऽणराहत उपकरण खराबी

iii सील पप पिकग म खराबी

iv िविवध (III) समय आधािरत खतर

7) ततीय पकषयािऽक कषित i थम ि तीय ततीय पकष ारा पहचाई गई कषित (तात कािलकतत काल

खराबी होना)

17

ii पहल स कषितमः त पाइप (िवलिबत असफलता णाली)

iii तोड़फोड़ करना

iv चहो ारा काटना

v इलिक शक आकर बनाना 8) गलत चालन िबया

9) मौसम सबिधत और बाहरी शिक त

i मौसम स सबिधत

ii िबजली िगरना

iii भारी वषार या बाढ़ आना

iv पथ वी की हलचल उपयरक त क अलावा भिम की प ित क आधार पर कछ अन य जोिखम भी लाग होग i खाड़ी कषऽ भाव

ii कीचड़दार भिम भाव

iii नदी क अदर की हलचल सीजीडी कपनी अपन नटवकर म खतरो का पता लगान क िलए अपनी िनजी प ित या आकड़ो क ॐोत को चन सकती ह कछ आकड़ो का ॐोत िनम निलिखत हो सकता ह -

- िपछली तकनीकी लखा-परीकषािनरीकषण िरपोट

- कथोिडक सरकषा णाली सवकषण और िनगरानी िरपोट

- घटना की जाच और मल कारणो का पता लगान क िलए िव लषणो का िरकाडर

- दघरटना या अवसर आधािरत खदाई और िनरीकषण

- सीजीडी नटवकर कषित और दोष िरपोट

- मरम मत और रखरखाव कायरकलाप

- िनयिमत और िपछल चालन सबधी आकड़

- अिभकल प (मागर सवकषण िरकाडर) िनमारण चालन एव रखरखाविनगरानीग त क दौरान पता लगाए गए जोिखमो का रिजः टर

- िनमारण और रखरखाव अिभलख (अनरकषण बकलॉग सिहत) इितहास िनमारण की प ित जाच और िनरीकषण आकड़ आिद

- िविभन न शीष क अतगरत कपनी की आतिरक िविशि टया

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- पाइिपग और इस मटशन डॉयमाम पाइप-बक िडजाइन और िविनमारण दः तावज िनिमरत दः तावज और साइगो आिद जस िरकाड तथा भौगोिलक सचना णाली क योग ारा सीजीडी नटवकर डॉटा

- णाली सशोधन िरकाडर तथा इितहास - मल उपकरण िविनमारताओ और आपितरकतारओ तथा अन य मािणत ततीय

पकषो क साथ परामशर

यह नोट िकया जाए िक उपयरक त सची कवल िनदशात मक ह और सीजीडी कपनी अपन अनभव और ठोस िनणरय क आधार पर आकड़ो क िकसी रप का योग करन क िलए ः वतऽ ह इसक अलावा नटवकर स जड़ जोिखम का सीजीडी कपनी की सिवधानसार िव लषण िकया जाए जो नटवकर क खतरो और एकरपता क कार क िवगत अनभव पर आधािरत हो 613 पिरणाम और भाव िव लषण एक बार खतरनाक घटनाओ की पहचान होन पर जोिखम िव लषण म अगला कदम उनक पिरणामो का िव लषण होता ह अथारत सभी पहचान िकए गए जोिखमो स जनता सपित त और पयारवरण को होन वाल नकसान की िवशालता का अनमान लगाना इन पिरणामो म िरसाव अिग नकाड िवः फोट गस का बादल बनना आिद शािमल होता ह गिणतीय मॉडल उदाहरण क िलए पिरणाम मॉडल का इः तमाल करक पिरणाम आकलन को परा िकया जा सकता ह

उच च पिरणाम कषऽ (एचसीए) की पहचान - उच च पिरणाम कषऽो क मानदड को परा करन क िलए सीजीडी नटवकर क ः थलो की पहचान की जाती ह सामान यतया य अत यिधक आबादी वाल कषऽ होत ह उक त सिवधाओ को खाली करना किठन होता ह (जस अः पताल या ः कल) तथा ऐस ः थल जहा भीड़ जटती ह (जस पजा ः थल कायारलय भवन या कषऽ) सभािवत भाव कषऽ क सबध म िवः तत जानकारी क िलए एएसएमई बी 318 एस क खण ड स 32 का सदभर ल

614 जोिखम बधन और जोिखम आकलन

एकिऽत आकड़ो का योग सीजीडी नटवकर और सबिधत सिवधाओ का जोिखम आकलन करन क िलए िकया जाता ह ऐसी अनक जोिखम आकलन प ितया ह िजन ह उपलब ध आकड़ो और जोिखम की कित क आधार पर लाग िकया जा सकता ह सीजीडी कपनी

19

को णाली की आव यकताओ को परा करन क िलए प ित को अपन अनरप बनाना चािहए जोिखम आकलन सीजीडी कपिनयो को आकड़ और सचना को व यविः थत करन म मदद करता ह तािक व अपन कायरकलापो की ाथिमकता पर योजनाए बना सक जोिखम आकलन करन म त यक जोिखम क िलए घटना और पिरणाम की सभावना तथा व यिक तगत जोिखम दर को िवचाराथर अितम जोिखम दर ाप त करक जोड़ा जाना चािहए

जोिखम दर = सभािवत दर x पिरणाम दर

सभािवत दर - सभािवत दर को उ ोग अनभव और कपनी क िवगत अनभव क आधार पर घटना की सभाव यता क िलए उपयक त माऽात मक मल य दत हए िनधारिरत िकया जाए

उदाहरण क िलए सभािवत माऽा दर 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 लाग की जाए और सभाव यताओ का साप तािहक मािसक छमाही वािषरक आिद क अनसार िव लषण िकया जाए घटना की सभावना क बढ़न पर दर बढ़ा दी जानी चािहए

पिरणाम दर - इसी कार पिरणाम दर को उपयक त माऽात मक मल य को जोिखम घटन

क पिरणाम क अनसार िनधारिरत िकया जाए और इस लोगो पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव दखकर व यिक तगत रप स बनाया जाता ह एक सीजीडी कपनी इनम स लाग कई तथ यो पर िवचार कर सकती ह या अपकषा क अनसार अितिरक त तथ यो को पिरभािषत कर सकती ह

उदाहरण क िलए त यक ौणी (जनता पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव) को 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 तक की माऽा की पिरणाम दर क अनसार लाग िकया जाए और इनम स उच च दर को िवचाराधीन पिरणाम दर क रप म िलया जाना चािहए उदाहरण क िलए लोगो पर भाव को मामली या बड़ी चोट एक या अिधक हताहतो आिद क रप म पिरभािषत िकया जा सकता ह इसी कार व यावसाियक हािन को बढ़त हए आिथरक क िलए िवशषीकत िकया जा सकता ह भाव क बढ़न पर दर बढ़त बम म होनी चािहए उपयरक त क अनसार जोिखम आकलन मॉडल सीजीडी नटवकर या सकाय क अदर जोिखमो की कित और ः थलो क बार म बहतर समझ बनान म मदद करता ह लिकन कवल जोिखम आकलन प ित पर ही परी तरह भरोसा नही िकया जा सकता िजसस जोिखम आकलन का पता लगान या जञात जोिखमो का पता लगान या उनका उपशमन करन का

20

पता चल सक जोिखम आकलन प ित का योग जानकारी अनभवी कािमरको (िवषय स सबिधत िवशषजञो और दकषता स पिरिचत लोगो) क सदभर म िकया जाना चािहए अितिरक त आकड़ा घटको का िनगमन या दकषता आकड़ो म पिरवतरन जोिखम आकलन िबया का अिभन न अग ह जोिखम दर की समीकषा की जानी चािहए और पवर-िनधारिरत हः तकषप या जब अितिरक त आकड़ या सचना उपलब ध होती ह क बाद आव यक पिरवतरन िकए जाएग िनयिमत अ तन कायर सिनि चत करन क िलए मख णाली पिरवतरनो और आशोधनो क िलए भावी िबया ः थािपत की जाएगी जो णाली की जोिखम दर को भािवत कर सकत ह और यह पिरवतरन करन क बाद जोिखम आकलन िबया को शािमल करगा

जोिखम आकलन क िहः स क रप म कपनी को िनम निलिखत कायरकलाप लाग करन चािहए -

() िवतरण पाइपलाइनो क िलए कथोिडक सरकषा णाली और सीपी पयारप तता सवकषण करना तथा जोिखम ः तरो क आधार पर पता लगाई गई अिनयिमतताओ का वग करण करना

() पिरसपित तयो (पिरसपित त ितः थापन कायरकलाप की जानकारी क रप म) क जोिखम ः तर का पता लगान क िलए समय-समय पर िव लषण करना

() सभी सिचत पिरसपित त सबिधत घटनाओ और िन कष क िलए जोिखम िव लषण और आकलन (ासिगक ः टील पाइपलाइन और एमडीपीई दशरन या खदाई सिहत)

() पिरसपित तयो की जञात जोिखमो का एक रिजः टर तयार करना रखरखाव करना तथा अ तन बनाना िजसम उनकी जोिखम दर शािमल हो

ाथिमकता म ाय जोिखम दर को घटत बम म बाटना शािमल ह ारिभक यासो और जाच योजनो क िलए जोिखम पिरणामो का उच च-मध यम-न यन आधार पर या सािख यकीय मल य क रप म मल याकन िकया जा सकता ह जब खण डो की समान जोिखम क साथ तलना की जाए तो असफलता की सभावना और उसक पिरणामो पर अलग स िवचार िकया जाए सब उपलब धता (वाह बद िवकल प) सिहत तथ य तथा णाली ापट आव यकताए भी ाथिमकता को भािवत कर सकती ह

21

615 एकीकत आकलन सीजीडी खण ड क एकीकत का आकलन करन क िलए िपछल खड क अनसार सवारिधक महत वपणर जोिखम और खतर का समाधान करन और उपयक त एकीकत आकलन प ित का िनधाररण करन क िलए एक योजना बनाई जानी चािहए एकीकत आकलन क िलए िनम निलिखत प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह (क) टी4एस मानको क अनसार जाच दबाव की ः थापना स पवर हाइसोजन जाच करना (ख) बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए)

(ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण आिद इन िविनयमो की अनसची 5 म िविभन न अखण डता आकलन प ितयो का सिकषप त िववरण भी उपलब ध करवाया गया ह उपयक त अखण डता आकलन प ित का चयन सबस महत वपणर खतरो पर आधािरत होगा जहा कोई िवशष खण ड अितसवदनशील हो सीजीडी नटवकर क िविश ट खतरो क आधार पर एक या अिधक एकीकत आकलन प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह सीजीडी नटवकर णाली का चालक त यक खतर और जोिखम क िलए सवारिधक उपयक त एकीकत आकलन प ित का एक चाटर बनाएगा और उसका समय-समय पर आकलन करगा चालक ऐस आकलन क िलए उपयक त िविशि टया और गणवत ता िनयऽण योजना भी बनाएगा आकलन की भावकािरता ः थािपत करन क बाद आकलन की समयाविध म आग सशोधन िकया जाना चािहए बशत िक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 तथा अन य सगत िविनयम शािमल हो 616 ितिबया और उपशमन

इस खण ड म िनरीकषण मरम मत कायरकलापो ारा ाप त सकतको की ितिबया की अनसची शािमल ह उक त असरिकषत िः थित सीजीडी नटवकर की अखण डता क खतर को कम या समाप त करन क िलए िनवारक काररवाई म सधार या समािप त को भािवत कर सकती ह तथा भावी िनरीकषण अतराल बना सकती ह ऐसी ितिबया को तत काल कायारिन वत िकया जाए जो िनधारिरत समयाविध या णाली म शािमल हो िजनकी िनरीकषण पिरणाम क आधार पर सरलता स िनगरानी की जा सकती ह

22

कछ उपशमन काररवाई की सची नीच दी गई ह - (क) कथोिडक सरकषा क पयारप तता ः तर को बढ़ान सबधी काररवाई जस कथोिडक सरकषा

क मौजदा ः तर म वि अितिरक त कषमता की ः थापना आिद

(ख) िव लषण िन कषर क आधार पर पिरसपित तयो को बदलनाउनकी मरम मत

(ग) काररवाई करन पर िनणरय लन क िलए उपकरण आपितरकतारओ क साथ परामशर करना

सकषप म उपशमन काररवाई क िलए िनम निलिखत दि टकोण अपनाया जाए

महत वपणर कायरकलाप या कायरकलाप सामान य रप स

िकए शर िकए गए कायरकलाप िवशष ध यान िदए

जान की आव यकता महत वपणर कायरकलापो की योजनाओ की कपनी ारा समय-समय पर समीकषा की जानी चािहए तािक एकीकत बधन को भािवत करन वाल सगठनात मक और बाहरी कारको म ससाधन (साधन) आव यकता तथा आव यक पिरवतरन िकया जा सक 62 िन पादन योजना त यक सीजीडी कपनी उपयक त िन पादन सकतको को पिरभािषत करगी िजसस कपनी की पिरसपित तयो क िविभन न पहलओ क एकीकत ः तरो की िः थित की िनगरानी की जा सक पवर पिरभािषत लआ यो की तलना म इन सकतको की (आविधक आधार पर) िनयिमत िनगरानी पिरसपित त िन पादन की भावकािरता का आकलन करन म मदद करती ह कपनी अपनी िनजी णाली क अतगरत एकीकत बधन कायरबम क िन पादन की णाली तथा उ ोग-व यापी आधार पर अन य णािलयो क साथ इसकी तलना भी कर सकती ह

एकीकत आकलन पिरणाम

परवितरत वािषरक रखरखाव योजनाओ म अितिरक त बारबारता या काररवाई को शािमल करना

मल याकन की गई उपशमन

ऐस सभी महत वपणर या िवशष कायरकलापो क िलए योजनाए बनाना और उन ह बाद की व यावसाियक और वािषरक योजनाओ म शािमल करना िजसम ससाधनो का आबटन करना भी शािमल हो

23

ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

24

8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

25

गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

26

अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

27

अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

28

73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

29

अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

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62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

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63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

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SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

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Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

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SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

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APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

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APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

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ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

16

612 खतर का पता लगाना गस पाइपलाइन सबधी घटना आकड़ो का अतररार शीय पाइपलाइन अनसधान सिमित (पीआरसीआई) ारा िव लिषत और वग करण िकया गया ह जो पाइपलाइन एकीकत क खतर क िलए 22 मल कारणो का ितिनिधत व करती ह चालक ारा सिचत एक कारण OcircअजञातOtilde ह शष 21 खतरो को समय की िनभररता क आधार पर तीन समहो म बाटा गया ह तथा इस आग उनकी कित और िवकास िवशषजञता क अनसार सबिधत असफल यासो को नौ ौिणयो म बाटा गया ह जो िनम न कार ह (I) समय आधािरत खतर

1) बाहरी कषरण

2) आतिरक कषरण

3) दबाव स कषरणमः त ः थानो का टटना (II) ः थायी खतर

4) िनमारण सबधी दोष

i पाइप की सीवन म दोष

ii दोषपणर पाइप

5) विल डगिकशन स सबिधत

i दोषपणर पाइप पिरिध वल ड

ii दोषपणर फीकशन वल ड

iii मोड म िसकड़न या बकल

iv उधड़ धागटटी पाइपयग मन असफलता

6) उपकरण

i गःकट ओ-िरग म खराबी

ii िनयऽणराहत उपकरण खराबी

iii सील पप पिकग म खराबी

iv िविवध (III) समय आधािरत खतर

7) ततीय पकषयािऽक कषित i थम ि तीय ततीय पकष ारा पहचाई गई कषित (तात कािलकतत काल

खराबी होना)

17

ii पहल स कषितमः त पाइप (िवलिबत असफलता णाली)

iii तोड़फोड़ करना

iv चहो ारा काटना

v इलिक शक आकर बनाना 8) गलत चालन िबया

9) मौसम सबिधत और बाहरी शिक त

i मौसम स सबिधत

ii िबजली िगरना

iii भारी वषार या बाढ़ आना

iv पथ वी की हलचल उपयरक त क अलावा भिम की प ित क आधार पर कछ अन य जोिखम भी लाग होग i खाड़ी कषऽ भाव

ii कीचड़दार भिम भाव

iii नदी क अदर की हलचल सीजीडी कपनी अपन नटवकर म खतरो का पता लगान क िलए अपनी िनजी प ित या आकड़ो क ॐोत को चन सकती ह कछ आकड़ो का ॐोत िनम निलिखत हो सकता ह -

- िपछली तकनीकी लखा-परीकषािनरीकषण िरपोट

- कथोिडक सरकषा णाली सवकषण और िनगरानी िरपोट

- घटना की जाच और मल कारणो का पता लगान क िलए िव लषणो का िरकाडर

- दघरटना या अवसर आधािरत खदाई और िनरीकषण

- सीजीडी नटवकर कषित और दोष िरपोट

- मरम मत और रखरखाव कायरकलाप

- िनयिमत और िपछल चालन सबधी आकड़

- अिभकल प (मागर सवकषण िरकाडर) िनमारण चालन एव रखरखाविनगरानीग त क दौरान पता लगाए गए जोिखमो का रिजः टर

- िनमारण और रखरखाव अिभलख (अनरकषण बकलॉग सिहत) इितहास िनमारण की प ित जाच और िनरीकषण आकड़ आिद

- िविभन न शीष क अतगरत कपनी की आतिरक िविशि टया

18

- पाइिपग और इस मटशन डॉयमाम पाइप-बक िडजाइन और िविनमारण दः तावज िनिमरत दः तावज और साइगो आिद जस िरकाड तथा भौगोिलक सचना णाली क योग ारा सीजीडी नटवकर डॉटा

- णाली सशोधन िरकाडर तथा इितहास - मल उपकरण िविनमारताओ और आपितरकतारओ तथा अन य मािणत ततीय

पकषो क साथ परामशर

यह नोट िकया जाए िक उपयरक त सची कवल िनदशात मक ह और सीजीडी कपनी अपन अनभव और ठोस िनणरय क आधार पर आकड़ो क िकसी रप का योग करन क िलए ः वतऽ ह इसक अलावा नटवकर स जड़ जोिखम का सीजीडी कपनी की सिवधानसार िव लषण िकया जाए जो नटवकर क खतरो और एकरपता क कार क िवगत अनभव पर आधािरत हो 613 पिरणाम और भाव िव लषण एक बार खतरनाक घटनाओ की पहचान होन पर जोिखम िव लषण म अगला कदम उनक पिरणामो का िव लषण होता ह अथारत सभी पहचान िकए गए जोिखमो स जनता सपित त और पयारवरण को होन वाल नकसान की िवशालता का अनमान लगाना इन पिरणामो म िरसाव अिग नकाड िवः फोट गस का बादल बनना आिद शािमल होता ह गिणतीय मॉडल उदाहरण क िलए पिरणाम मॉडल का इः तमाल करक पिरणाम आकलन को परा िकया जा सकता ह

उच च पिरणाम कषऽ (एचसीए) की पहचान - उच च पिरणाम कषऽो क मानदड को परा करन क िलए सीजीडी नटवकर क ः थलो की पहचान की जाती ह सामान यतया य अत यिधक आबादी वाल कषऽ होत ह उक त सिवधाओ को खाली करना किठन होता ह (जस अः पताल या ः कल) तथा ऐस ः थल जहा भीड़ जटती ह (जस पजा ः थल कायारलय भवन या कषऽ) सभािवत भाव कषऽ क सबध म िवः तत जानकारी क िलए एएसएमई बी 318 एस क खण ड स 32 का सदभर ल

614 जोिखम बधन और जोिखम आकलन

एकिऽत आकड़ो का योग सीजीडी नटवकर और सबिधत सिवधाओ का जोिखम आकलन करन क िलए िकया जाता ह ऐसी अनक जोिखम आकलन प ितया ह िजन ह उपलब ध आकड़ो और जोिखम की कित क आधार पर लाग िकया जा सकता ह सीजीडी कपनी

19

को णाली की आव यकताओ को परा करन क िलए प ित को अपन अनरप बनाना चािहए जोिखम आकलन सीजीडी कपिनयो को आकड़ और सचना को व यविः थत करन म मदद करता ह तािक व अपन कायरकलापो की ाथिमकता पर योजनाए बना सक जोिखम आकलन करन म त यक जोिखम क िलए घटना और पिरणाम की सभावना तथा व यिक तगत जोिखम दर को िवचाराथर अितम जोिखम दर ाप त करक जोड़ा जाना चािहए

जोिखम दर = सभािवत दर x पिरणाम दर

सभािवत दर - सभािवत दर को उ ोग अनभव और कपनी क िवगत अनभव क आधार पर घटना की सभाव यता क िलए उपयक त माऽात मक मल य दत हए िनधारिरत िकया जाए

उदाहरण क िलए सभािवत माऽा दर 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 लाग की जाए और सभाव यताओ का साप तािहक मािसक छमाही वािषरक आिद क अनसार िव लषण िकया जाए घटना की सभावना क बढ़न पर दर बढ़ा दी जानी चािहए

पिरणाम दर - इसी कार पिरणाम दर को उपयक त माऽात मक मल य को जोिखम घटन

क पिरणाम क अनसार िनधारिरत िकया जाए और इस लोगो पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव दखकर व यिक तगत रप स बनाया जाता ह एक सीजीडी कपनी इनम स लाग कई तथ यो पर िवचार कर सकती ह या अपकषा क अनसार अितिरक त तथ यो को पिरभािषत कर सकती ह

उदाहरण क िलए त यक ौणी (जनता पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव) को 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 तक की माऽा की पिरणाम दर क अनसार लाग िकया जाए और इनम स उच च दर को िवचाराधीन पिरणाम दर क रप म िलया जाना चािहए उदाहरण क िलए लोगो पर भाव को मामली या बड़ी चोट एक या अिधक हताहतो आिद क रप म पिरभािषत िकया जा सकता ह इसी कार व यावसाियक हािन को बढ़त हए आिथरक क िलए िवशषीकत िकया जा सकता ह भाव क बढ़न पर दर बढ़त बम म होनी चािहए उपयरक त क अनसार जोिखम आकलन मॉडल सीजीडी नटवकर या सकाय क अदर जोिखमो की कित और ः थलो क बार म बहतर समझ बनान म मदद करता ह लिकन कवल जोिखम आकलन प ित पर ही परी तरह भरोसा नही िकया जा सकता िजसस जोिखम आकलन का पता लगान या जञात जोिखमो का पता लगान या उनका उपशमन करन का

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पता चल सक जोिखम आकलन प ित का योग जानकारी अनभवी कािमरको (िवषय स सबिधत िवशषजञो और दकषता स पिरिचत लोगो) क सदभर म िकया जाना चािहए अितिरक त आकड़ा घटको का िनगमन या दकषता आकड़ो म पिरवतरन जोिखम आकलन िबया का अिभन न अग ह जोिखम दर की समीकषा की जानी चािहए और पवर-िनधारिरत हः तकषप या जब अितिरक त आकड़ या सचना उपलब ध होती ह क बाद आव यक पिरवतरन िकए जाएग िनयिमत अ तन कायर सिनि चत करन क िलए मख णाली पिरवतरनो और आशोधनो क िलए भावी िबया ः थािपत की जाएगी जो णाली की जोिखम दर को भािवत कर सकत ह और यह पिरवतरन करन क बाद जोिखम आकलन िबया को शािमल करगा

जोिखम आकलन क िहः स क रप म कपनी को िनम निलिखत कायरकलाप लाग करन चािहए -

() िवतरण पाइपलाइनो क िलए कथोिडक सरकषा णाली और सीपी पयारप तता सवकषण करना तथा जोिखम ः तरो क आधार पर पता लगाई गई अिनयिमतताओ का वग करण करना

() पिरसपित तयो (पिरसपित त ितः थापन कायरकलाप की जानकारी क रप म) क जोिखम ः तर का पता लगान क िलए समय-समय पर िव लषण करना

() सभी सिचत पिरसपित त सबिधत घटनाओ और िन कष क िलए जोिखम िव लषण और आकलन (ासिगक ः टील पाइपलाइन और एमडीपीई दशरन या खदाई सिहत)

() पिरसपित तयो की जञात जोिखमो का एक रिजः टर तयार करना रखरखाव करना तथा अ तन बनाना िजसम उनकी जोिखम दर शािमल हो

ाथिमकता म ाय जोिखम दर को घटत बम म बाटना शािमल ह ारिभक यासो और जाच योजनो क िलए जोिखम पिरणामो का उच च-मध यम-न यन आधार पर या सािख यकीय मल य क रप म मल याकन िकया जा सकता ह जब खण डो की समान जोिखम क साथ तलना की जाए तो असफलता की सभावना और उसक पिरणामो पर अलग स िवचार िकया जाए सब उपलब धता (वाह बद िवकल प) सिहत तथ य तथा णाली ापट आव यकताए भी ाथिमकता को भािवत कर सकती ह

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615 एकीकत आकलन सीजीडी खण ड क एकीकत का आकलन करन क िलए िपछल खड क अनसार सवारिधक महत वपणर जोिखम और खतर का समाधान करन और उपयक त एकीकत आकलन प ित का िनधाररण करन क िलए एक योजना बनाई जानी चािहए एकीकत आकलन क िलए िनम निलिखत प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह (क) टी4एस मानको क अनसार जाच दबाव की ः थापना स पवर हाइसोजन जाच करना (ख) बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए)

(ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण आिद इन िविनयमो की अनसची 5 म िविभन न अखण डता आकलन प ितयो का सिकषप त िववरण भी उपलब ध करवाया गया ह उपयक त अखण डता आकलन प ित का चयन सबस महत वपणर खतरो पर आधािरत होगा जहा कोई िवशष खण ड अितसवदनशील हो सीजीडी नटवकर क िविश ट खतरो क आधार पर एक या अिधक एकीकत आकलन प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह सीजीडी नटवकर णाली का चालक त यक खतर और जोिखम क िलए सवारिधक उपयक त एकीकत आकलन प ित का एक चाटर बनाएगा और उसका समय-समय पर आकलन करगा चालक ऐस आकलन क िलए उपयक त िविशि टया और गणवत ता िनयऽण योजना भी बनाएगा आकलन की भावकािरता ः थािपत करन क बाद आकलन की समयाविध म आग सशोधन िकया जाना चािहए बशत िक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 तथा अन य सगत िविनयम शािमल हो 616 ितिबया और उपशमन

इस खण ड म िनरीकषण मरम मत कायरकलापो ारा ाप त सकतको की ितिबया की अनसची शािमल ह उक त असरिकषत िः थित सीजीडी नटवकर की अखण डता क खतर को कम या समाप त करन क िलए िनवारक काररवाई म सधार या समािप त को भािवत कर सकती ह तथा भावी िनरीकषण अतराल बना सकती ह ऐसी ितिबया को तत काल कायारिन वत िकया जाए जो िनधारिरत समयाविध या णाली म शािमल हो िजनकी िनरीकषण पिरणाम क आधार पर सरलता स िनगरानी की जा सकती ह

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कछ उपशमन काररवाई की सची नीच दी गई ह - (क) कथोिडक सरकषा क पयारप तता ः तर को बढ़ान सबधी काररवाई जस कथोिडक सरकषा

क मौजदा ः तर म वि अितिरक त कषमता की ः थापना आिद

(ख) िव लषण िन कषर क आधार पर पिरसपित तयो को बदलनाउनकी मरम मत

(ग) काररवाई करन पर िनणरय लन क िलए उपकरण आपितरकतारओ क साथ परामशर करना

सकषप म उपशमन काररवाई क िलए िनम निलिखत दि टकोण अपनाया जाए

महत वपणर कायरकलाप या कायरकलाप सामान य रप स

िकए शर िकए गए कायरकलाप िवशष ध यान िदए

जान की आव यकता महत वपणर कायरकलापो की योजनाओ की कपनी ारा समय-समय पर समीकषा की जानी चािहए तािक एकीकत बधन को भािवत करन वाल सगठनात मक और बाहरी कारको म ससाधन (साधन) आव यकता तथा आव यक पिरवतरन िकया जा सक 62 िन पादन योजना त यक सीजीडी कपनी उपयक त िन पादन सकतको को पिरभािषत करगी िजसस कपनी की पिरसपित तयो क िविभन न पहलओ क एकीकत ः तरो की िः थित की िनगरानी की जा सक पवर पिरभािषत लआ यो की तलना म इन सकतको की (आविधक आधार पर) िनयिमत िनगरानी पिरसपित त िन पादन की भावकािरता का आकलन करन म मदद करती ह कपनी अपनी िनजी णाली क अतगरत एकीकत बधन कायरबम क िन पादन की णाली तथा उ ोग-व यापी आधार पर अन य णािलयो क साथ इसकी तलना भी कर सकती ह

एकीकत आकलन पिरणाम

परवितरत वािषरक रखरखाव योजनाओ म अितिरक त बारबारता या काररवाई को शािमल करना

मल याकन की गई उपशमन

ऐस सभी महत वपणर या िवशष कायरकलापो क िलए योजनाए बनाना और उन ह बाद की व यावसाियक और वािषरक योजनाओ म शािमल करना िजसम ससाधनो का आबटन करना भी शािमल हो

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ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

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8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

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गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

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अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

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अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

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73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

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अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

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अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

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पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

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पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

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APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

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APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

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ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

17

ii पहल स कषितमः त पाइप (िवलिबत असफलता णाली)

iii तोड़फोड़ करना

iv चहो ारा काटना

v इलिक शक आकर बनाना 8) गलत चालन िबया

9) मौसम सबिधत और बाहरी शिक त

i मौसम स सबिधत

ii िबजली िगरना

iii भारी वषार या बाढ़ आना

iv पथ वी की हलचल उपयरक त क अलावा भिम की प ित क आधार पर कछ अन य जोिखम भी लाग होग i खाड़ी कषऽ भाव

ii कीचड़दार भिम भाव

iii नदी क अदर की हलचल सीजीडी कपनी अपन नटवकर म खतरो का पता लगान क िलए अपनी िनजी प ित या आकड़ो क ॐोत को चन सकती ह कछ आकड़ो का ॐोत िनम निलिखत हो सकता ह -

- िपछली तकनीकी लखा-परीकषािनरीकषण िरपोट

- कथोिडक सरकषा णाली सवकषण और िनगरानी िरपोट

- घटना की जाच और मल कारणो का पता लगान क िलए िव लषणो का िरकाडर

- दघरटना या अवसर आधािरत खदाई और िनरीकषण

- सीजीडी नटवकर कषित और दोष िरपोट

- मरम मत और रखरखाव कायरकलाप

- िनयिमत और िपछल चालन सबधी आकड़

- अिभकल प (मागर सवकषण िरकाडर) िनमारण चालन एव रखरखाविनगरानीग त क दौरान पता लगाए गए जोिखमो का रिजः टर

- िनमारण और रखरखाव अिभलख (अनरकषण बकलॉग सिहत) इितहास िनमारण की प ित जाच और िनरीकषण आकड़ आिद

- िविभन न शीष क अतगरत कपनी की आतिरक िविशि टया

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- पाइिपग और इस मटशन डॉयमाम पाइप-बक िडजाइन और िविनमारण दः तावज िनिमरत दः तावज और साइगो आिद जस िरकाड तथा भौगोिलक सचना णाली क योग ारा सीजीडी नटवकर डॉटा

- णाली सशोधन िरकाडर तथा इितहास - मल उपकरण िविनमारताओ और आपितरकतारओ तथा अन य मािणत ततीय

पकषो क साथ परामशर

यह नोट िकया जाए िक उपयरक त सची कवल िनदशात मक ह और सीजीडी कपनी अपन अनभव और ठोस िनणरय क आधार पर आकड़ो क िकसी रप का योग करन क िलए ः वतऽ ह इसक अलावा नटवकर स जड़ जोिखम का सीजीडी कपनी की सिवधानसार िव लषण िकया जाए जो नटवकर क खतरो और एकरपता क कार क िवगत अनभव पर आधािरत हो 613 पिरणाम और भाव िव लषण एक बार खतरनाक घटनाओ की पहचान होन पर जोिखम िव लषण म अगला कदम उनक पिरणामो का िव लषण होता ह अथारत सभी पहचान िकए गए जोिखमो स जनता सपित त और पयारवरण को होन वाल नकसान की िवशालता का अनमान लगाना इन पिरणामो म िरसाव अिग नकाड िवः फोट गस का बादल बनना आिद शािमल होता ह गिणतीय मॉडल उदाहरण क िलए पिरणाम मॉडल का इः तमाल करक पिरणाम आकलन को परा िकया जा सकता ह

उच च पिरणाम कषऽ (एचसीए) की पहचान - उच च पिरणाम कषऽो क मानदड को परा करन क िलए सीजीडी नटवकर क ः थलो की पहचान की जाती ह सामान यतया य अत यिधक आबादी वाल कषऽ होत ह उक त सिवधाओ को खाली करना किठन होता ह (जस अः पताल या ः कल) तथा ऐस ः थल जहा भीड़ जटती ह (जस पजा ः थल कायारलय भवन या कषऽ) सभािवत भाव कषऽ क सबध म िवः तत जानकारी क िलए एएसएमई बी 318 एस क खण ड स 32 का सदभर ल

614 जोिखम बधन और जोिखम आकलन

एकिऽत आकड़ो का योग सीजीडी नटवकर और सबिधत सिवधाओ का जोिखम आकलन करन क िलए िकया जाता ह ऐसी अनक जोिखम आकलन प ितया ह िजन ह उपलब ध आकड़ो और जोिखम की कित क आधार पर लाग िकया जा सकता ह सीजीडी कपनी

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को णाली की आव यकताओ को परा करन क िलए प ित को अपन अनरप बनाना चािहए जोिखम आकलन सीजीडी कपिनयो को आकड़ और सचना को व यविः थत करन म मदद करता ह तािक व अपन कायरकलापो की ाथिमकता पर योजनाए बना सक जोिखम आकलन करन म त यक जोिखम क िलए घटना और पिरणाम की सभावना तथा व यिक तगत जोिखम दर को िवचाराथर अितम जोिखम दर ाप त करक जोड़ा जाना चािहए

जोिखम दर = सभािवत दर x पिरणाम दर

सभािवत दर - सभािवत दर को उ ोग अनभव और कपनी क िवगत अनभव क आधार पर घटना की सभाव यता क िलए उपयक त माऽात मक मल य दत हए िनधारिरत िकया जाए

उदाहरण क िलए सभािवत माऽा दर 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 लाग की जाए और सभाव यताओ का साप तािहक मािसक छमाही वािषरक आिद क अनसार िव लषण िकया जाए घटना की सभावना क बढ़न पर दर बढ़ा दी जानी चािहए

पिरणाम दर - इसी कार पिरणाम दर को उपयक त माऽात मक मल य को जोिखम घटन

क पिरणाम क अनसार िनधारिरत िकया जाए और इस लोगो पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव दखकर व यिक तगत रप स बनाया जाता ह एक सीजीडी कपनी इनम स लाग कई तथ यो पर िवचार कर सकती ह या अपकषा क अनसार अितिरक त तथ यो को पिरभािषत कर सकती ह

उदाहरण क िलए त यक ौणी (जनता पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव) को 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 तक की माऽा की पिरणाम दर क अनसार लाग िकया जाए और इनम स उच च दर को िवचाराधीन पिरणाम दर क रप म िलया जाना चािहए उदाहरण क िलए लोगो पर भाव को मामली या बड़ी चोट एक या अिधक हताहतो आिद क रप म पिरभािषत िकया जा सकता ह इसी कार व यावसाियक हािन को बढ़त हए आिथरक क िलए िवशषीकत िकया जा सकता ह भाव क बढ़न पर दर बढ़त बम म होनी चािहए उपयरक त क अनसार जोिखम आकलन मॉडल सीजीडी नटवकर या सकाय क अदर जोिखमो की कित और ः थलो क बार म बहतर समझ बनान म मदद करता ह लिकन कवल जोिखम आकलन प ित पर ही परी तरह भरोसा नही िकया जा सकता िजसस जोिखम आकलन का पता लगान या जञात जोिखमो का पता लगान या उनका उपशमन करन का

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पता चल सक जोिखम आकलन प ित का योग जानकारी अनभवी कािमरको (िवषय स सबिधत िवशषजञो और दकषता स पिरिचत लोगो) क सदभर म िकया जाना चािहए अितिरक त आकड़ा घटको का िनगमन या दकषता आकड़ो म पिरवतरन जोिखम आकलन िबया का अिभन न अग ह जोिखम दर की समीकषा की जानी चािहए और पवर-िनधारिरत हः तकषप या जब अितिरक त आकड़ या सचना उपलब ध होती ह क बाद आव यक पिरवतरन िकए जाएग िनयिमत अ तन कायर सिनि चत करन क िलए मख णाली पिरवतरनो और आशोधनो क िलए भावी िबया ः थािपत की जाएगी जो णाली की जोिखम दर को भािवत कर सकत ह और यह पिरवतरन करन क बाद जोिखम आकलन िबया को शािमल करगा

जोिखम आकलन क िहः स क रप म कपनी को िनम निलिखत कायरकलाप लाग करन चािहए -

() िवतरण पाइपलाइनो क िलए कथोिडक सरकषा णाली और सीपी पयारप तता सवकषण करना तथा जोिखम ः तरो क आधार पर पता लगाई गई अिनयिमतताओ का वग करण करना

() पिरसपित तयो (पिरसपित त ितः थापन कायरकलाप की जानकारी क रप म) क जोिखम ः तर का पता लगान क िलए समय-समय पर िव लषण करना

() सभी सिचत पिरसपित त सबिधत घटनाओ और िन कष क िलए जोिखम िव लषण और आकलन (ासिगक ः टील पाइपलाइन और एमडीपीई दशरन या खदाई सिहत)

() पिरसपित तयो की जञात जोिखमो का एक रिजः टर तयार करना रखरखाव करना तथा अ तन बनाना िजसम उनकी जोिखम दर शािमल हो

ाथिमकता म ाय जोिखम दर को घटत बम म बाटना शािमल ह ारिभक यासो और जाच योजनो क िलए जोिखम पिरणामो का उच च-मध यम-न यन आधार पर या सािख यकीय मल य क रप म मल याकन िकया जा सकता ह जब खण डो की समान जोिखम क साथ तलना की जाए तो असफलता की सभावना और उसक पिरणामो पर अलग स िवचार िकया जाए सब उपलब धता (वाह बद िवकल प) सिहत तथ य तथा णाली ापट आव यकताए भी ाथिमकता को भािवत कर सकती ह

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615 एकीकत आकलन सीजीडी खण ड क एकीकत का आकलन करन क िलए िपछल खड क अनसार सवारिधक महत वपणर जोिखम और खतर का समाधान करन और उपयक त एकीकत आकलन प ित का िनधाररण करन क िलए एक योजना बनाई जानी चािहए एकीकत आकलन क िलए िनम निलिखत प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह (क) टी4एस मानको क अनसार जाच दबाव की ः थापना स पवर हाइसोजन जाच करना (ख) बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए)

(ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण आिद इन िविनयमो की अनसची 5 म िविभन न अखण डता आकलन प ितयो का सिकषप त िववरण भी उपलब ध करवाया गया ह उपयक त अखण डता आकलन प ित का चयन सबस महत वपणर खतरो पर आधािरत होगा जहा कोई िवशष खण ड अितसवदनशील हो सीजीडी नटवकर क िविश ट खतरो क आधार पर एक या अिधक एकीकत आकलन प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह सीजीडी नटवकर णाली का चालक त यक खतर और जोिखम क िलए सवारिधक उपयक त एकीकत आकलन प ित का एक चाटर बनाएगा और उसका समय-समय पर आकलन करगा चालक ऐस आकलन क िलए उपयक त िविशि टया और गणवत ता िनयऽण योजना भी बनाएगा आकलन की भावकािरता ः थािपत करन क बाद आकलन की समयाविध म आग सशोधन िकया जाना चािहए बशत िक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 तथा अन य सगत िविनयम शािमल हो 616 ितिबया और उपशमन

इस खण ड म िनरीकषण मरम मत कायरकलापो ारा ाप त सकतको की ितिबया की अनसची शािमल ह उक त असरिकषत िः थित सीजीडी नटवकर की अखण डता क खतर को कम या समाप त करन क िलए िनवारक काररवाई म सधार या समािप त को भािवत कर सकती ह तथा भावी िनरीकषण अतराल बना सकती ह ऐसी ितिबया को तत काल कायारिन वत िकया जाए जो िनधारिरत समयाविध या णाली म शािमल हो िजनकी िनरीकषण पिरणाम क आधार पर सरलता स िनगरानी की जा सकती ह

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कछ उपशमन काररवाई की सची नीच दी गई ह - (क) कथोिडक सरकषा क पयारप तता ः तर को बढ़ान सबधी काररवाई जस कथोिडक सरकषा

क मौजदा ः तर म वि अितिरक त कषमता की ः थापना आिद

(ख) िव लषण िन कषर क आधार पर पिरसपित तयो को बदलनाउनकी मरम मत

(ग) काररवाई करन पर िनणरय लन क िलए उपकरण आपितरकतारओ क साथ परामशर करना

सकषप म उपशमन काररवाई क िलए िनम निलिखत दि टकोण अपनाया जाए

महत वपणर कायरकलाप या कायरकलाप सामान य रप स

िकए शर िकए गए कायरकलाप िवशष ध यान िदए

जान की आव यकता महत वपणर कायरकलापो की योजनाओ की कपनी ारा समय-समय पर समीकषा की जानी चािहए तािक एकीकत बधन को भािवत करन वाल सगठनात मक और बाहरी कारको म ससाधन (साधन) आव यकता तथा आव यक पिरवतरन िकया जा सक 62 िन पादन योजना त यक सीजीडी कपनी उपयक त िन पादन सकतको को पिरभािषत करगी िजसस कपनी की पिरसपित तयो क िविभन न पहलओ क एकीकत ः तरो की िः थित की िनगरानी की जा सक पवर पिरभािषत लआ यो की तलना म इन सकतको की (आविधक आधार पर) िनयिमत िनगरानी पिरसपित त िन पादन की भावकािरता का आकलन करन म मदद करती ह कपनी अपनी िनजी णाली क अतगरत एकीकत बधन कायरबम क िन पादन की णाली तथा उ ोग-व यापी आधार पर अन य णािलयो क साथ इसकी तलना भी कर सकती ह

एकीकत आकलन पिरणाम

परवितरत वािषरक रखरखाव योजनाओ म अितिरक त बारबारता या काररवाई को शािमल करना

मल याकन की गई उपशमन

ऐस सभी महत वपणर या िवशष कायरकलापो क िलए योजनाए बनाना और उन ह बाद की व यावसाियक और वािषरक योजनाओ म शािमल करना िजसम ससाधनो का आबटन करना भी शािमल हो

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ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

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8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

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गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

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अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

27

अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

28

73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

29

अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

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The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

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614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

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An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

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The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

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62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

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63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

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Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

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SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

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Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

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SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

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Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

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SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

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APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

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APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

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APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

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ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

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- पाइिपग और इस मटशन डॉयमाम पाइप-बक िडजाइन और िविनमारण दः तावज िनिमरत दः तावज और साइगो आिद जस िरकाड तथा भौगोिलक सचना णाली क योग ारा सीजीडी नटवकर डॉटा

- णाली सशोधन िरकाडर तथा इितहास - मल उपकरण िविनमारताओ और आपितरकतारओ तथा अन य मािणत ततीय

पकषो क साथ परामशर

यह नोट िकया जाए िक उपयरक त सची कवल िनदशात मक ह और सीजीडी कपनी अपन अनभव और ठोस िनणरय क आधार पर आकड़ो क िकसी रप का योग करन क िलए ः वतऽ ह इसक अलावा नटवकर स जड़ जोिखम का सीजीडी कपनी की सिवधानसार िव लषण िकया जाए जो नटवकर क खतरो और एकरपता क कार क िवगत अनभव पर आधािरत हो 613 पिरणाम और भाव िव लषण एक बार खतरनाक घटनाओ की पहचान होन पर जोिखम िव लषण म अगला कदम उनक पिरणामो का िव लषण होता ह अथारत सभी पहचान िकए गए जोिखमो स जनता सपित त और पयारवरण को होन वाल नकसान की िवशालता का अनमान लगाना इन पिरणामो म िरसाव अिग नकाड िवः फोट गस का बादल बनना आिद शािमल होता ह गिणतीय मॉडल उदाहरण क िलए पिरणाम मॉडल का इः तमाल करक पिरणाम आकलन को परा िकया जा सकता ह

उच च पिरणाम कषऽ (एचसीए) की पहचान - उच च पिरणाम कषऽो क मानदड को परा करन क िलए सीजीडी नटवकर क ः थलो की पहचान की जाती ह सामान यतया य अत यिधक आबादी वाल कषऽ होत ह उक त सिवधाओ को खाली करना किठन होता ह (जस अः पताल या ः कल) तथा ऐस ः थल जहा भीड़ जटती ह (जस पजा ः थल कायारलय भवन या कषऽ) सभािवत भाव कषऽ क सबध म िवः तत जानकारी क िलए एएसएमई बी 318 एस क खण ड स 32 का सदभर ल

614 जोिखम बधन और जोिखम आकलन

एकिऽत आकड़ो का योग सीजीडी नटवकर और सबिधत सिवधाओ का जोिखम आकलन करन क िलए िकया जाता ह ऐसी अनक जोिखम आकलन प ितया ह िजन ह उपलब ध आकड़ो और जोिखम की कित क आधार पर लाग िकया जा सकता ह सीजीडी कपनी

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को णाली की आव यकताओ को परा करन क िलए प ित को अपन अनरप बनाना चािहए जोिखम आकलन सीजीडी कपिनयो को आकड़ और सचना को व यविः थत करन म मदद करता ह तािक व अपन कायरकलापो की ाथिमकता पर योजनाए बना सक जोिखम आकलन करन म त यक जोिखम क िलए घटना और पिरणाम की सभावना तथा व यिक तगत जोिखम दर को िवचाराथर अितम जोिखम दर ाप त करक जोड़ा जाना चािहए

जोिखम दर = सभािवत दर x पिरणाम दर

सभािवत दर - सभािवत दर को उ ोग अनभव और कपनी क िवगत अनभव क आधार पर घटना की सभाव यता क िलए उपयक त माऽात मक मल य दत हए िनधारिरत िकया जाए

उदाहरण क िलए सभािवत माऽा दर 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 लाग की जाए और सभाव यताओ का साप तािहक मािसक छमाही वािषरक आिद क अनसार िव लषण िकया जाए घटना की सभावना क बढ़न पर दर बढ़ा दी जानी चािहए

पिरणाम दर - इसी कार पिरणाम दर को उपयक त माऽात मक मल य को जोिखम घटन

क पिरणाम क अनसार िनधारिरत िकया जाए और इस लोगो पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव दखकर व यिक तगत रप स बनाया जाता ह एक सीजीडी कपनी इनम स लाग कई तथ यो पर िवचार कर सकती ह या अपकषा क अनसार अितिरक त तथ यो को पिरभािषत कर सकती ह

उदाहरण क िलए त यक ौणी (जनता पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव) को 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 तक की माऽा की पिरणाम दर क अनसार लाग िकया जाए और इनम स उच च दर को िवचाराधीन पिरणाम दर क रप म िलया जाना चािहए उदाहरण क िलए लोगो पर भाव को मामली या बड़ी चोट एक या अिधक हताहतो आिद क रप म पिरभािषत िकया जा सकता ह इसी कार व यावसाियक हािन को बढ़त हए आिथरक क िलए िवशषीकत िकया जा सकता ह भाव क बढ़न पर दर बढ़त बम म होनी चािहए उपयरक त क अनसार जोिखम आकलन मॉडल सीजीडी नटवकर या सकाय क अदर जोिखमो की कित और ः थलो क बार म बहतर समझ बनान म मदद करता ह लिकन कवल जोिखम आकलन प ित पर ही परी तरह भरोसा नही िकया जा सकता िजसस जोिखम आकलन का पता लगान या जञात जोिखमो का पता लगान या उनका उपशमन करन का

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पता चल सक जोिखम आकलन प ित का योग जानकारी अनभवी कािमरको (िवषय स सबिधत िवशषजञो और दकषता स पिरिचत लोगो) क सदभर म िकया जाना चािहए अितिरक त आकड़ा घटको का िनगमन या दकषता आकड़ो म पिरवतरन जोिखम आकलन िबया का अिभन न अग ह जोिखम दर की समीकषा की जानी चािहए और पवर-िनधारिरत हः तकषप या जब अितिरक त आकड़ या सचना उपलब ध होती ह क बाद आव यक पिरवतरन िकए जाएग िनयिमत अ तन कायर सिनि चत करन क िलए मख णाली पिरवतरनो और आशोधनो क िलए भावी िबया ः थािपत की जाएगी जो णाली की जोिखम दर को भािवत कर सकत ह और यह पिरवतरन करन क बाद जोिखम आकलन िबया को शािमल करगा

जोिखम आकलन क िहः स क रप म कपनी को िनम निलिखत कायरकलाप लाग करन चािहए -

() िवतरण पाइपलाइनो क िलए कथोिडक सरकषा णाली और सीपी पयारप तता सवकषण करना तथा जोिखम ः तरो क आधार पर पता लगाई गई अिनयिमतताओ का वग करण करना

() पिरसपित तयो (पिरसपित त ितः थापन कायरकलाप की जानकारी क रप म) क जोिखम ः तर का पता लगान क िलए समय-समय पर िव लषण करना

() सभी सिचत पिरसपित त सबिधत घटनाओ और िन कष क िलए जोिखम िव लषण और आकलन (ासिगक ः टील पाइपलाइन और एमडीपीई दशरन या खदाई सिहत)

() पिरसपित तयो की जञात जोिखमो का एक रिजः टर तयार करना रखरखाव करना तथा अ तन बनाना िजसम उनकी जोिखम दर शािमल हो

ाथिमकता म ाय जोिखम दर को घटत बम म बाटना शािमल ह ारिभक यासो और जाच योजनो क िलए जोिखम पिरणामो का उच च-मध यम-न यन आधार पर या सािख यकीय मल य क रप म मल याकन िकया जा सकता ह जब खण डो की समान जोिखम क साथ तलना की जाए तो असफलता की सभावना और उसक पिरणामो पर अलग स िवचार िकया जाए सब उपलब धता (वाह बद िवकल प) सिहत तथ य तथा णाली ापट आव यकताए भी ाथिमकता को भािवत कर सकती ह

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615 एकीकत आकलन सीजीडी खण ड क एकीकत का आकलन करन क िलए िपछल खड क अनसार सवारिधक महत वपणर जोिखम और खतर का समाधान करन और उपयक त एकीकत आकलन प ित का िनधाररण करन क िलए एक योजना बनाई जानी चािहए एकीकत आकलन क िलए िनम निलिखत प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह (क) टी4एस मानको क अनसार जाच दबाव की ः थापना स पवर हाइसोजन जाच करना (ख) बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए)

(ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण आिद इन िविनयमो की अनसची 5 म िविभन न अखण डता आकलन प ितयो का सिकषप त िववरण भी उपलब ध करवाया गया ह उपयक त अखण डता आकलन प ित का चयन सबस महत वपणर खतरो पर आधािरत होगा जहा कोई िवशष खण ड अितसवदनशील हो सीजीडी नटवकर क िविश ट खतरो क आधार पर एक या अिधक एकीकत आकलन प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह सीजीडी नटवकर णाली का चालक त यक खतर और जोिखम क िलए सवारिधक उपयक त एकीकत आकलन प ित का एक चाटर बनाएगा और उसका समय-समय पर आकलन करगा चालक ऐस आकलन क िलए उपयक त िविशि टया और गणवत ता िनयऽण योजना भी बनाएगा आकलन की भावकािरता ः थािपत करन क बाद आकलन की समयाविध म आग सशोधन िकया जाना चािहए बशत िक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 तथा अन य सगत िविनयम शािमल हो 616 ितिबया और उपशमन

इस खण ड म िनरीकषण मरम मत कायरकलापो ारा ाप त सकतको की ितिबया की अनसची शािमल ह उक त असरिकषत िः थित सीजीडी नटवकर की अखण डता क खतर को कम या समाप त करन क िलए िनवारक काररवाई म सधार या समािप त को भािवत कर सकती ह तथा भावी िनरीकषण अतराल बना सकती ह ऐसी ितिबया को तत काल कायारिन वत िकया जाए जो िनधारिरत समयाविध या णाली म शािमल हो िजनकी िनरीकषण पिरणाम क आधार पर सरलता स िनगरानी की जा सकती ह

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कछ उपशमन काररवाई की सची नीच दी गई ह - (क) कथोिडक सरकषा क पयारप तता ः तर को बढ़ान सबधी काररवाई जस कथोिडक सरकषा

क मौजदा ः तर म वि अितिरक त कषमता की ः थापना आिद

(ख) िव लषण िन कषर क आधार पर पिरसपित तयो को बदलनाउनकी मरम मत

(ग) काररवाई करन पर िनणरय लन क िलए उपकरण आपितरकतारओ क साथ परामशर करना

सकषप म उपशमन काररवाई क िलए िनम निलिखत दि टकोण अपनाया जाए

महत वपणर कायरकलाप या कायरकलाप सामान य रप स

िकए शर िकए गए कायरकलाप िवशष ध यान िदए

जान की आव यकता महत वपणर कायरकलापो की योजनाओ की कपनी ारा समय-समय पर समीकषा की जानी चािहए तािक एकीकत बधन को भािवत करन वाल सगठनात मक और बाहरी कारको म ससाधन (साधन) आव यकता तथा आव यक पिरवतरन िकया जा सक 62 िन पादन योजना त यक सीजीडी कपनी उपयक त िन पादन सकतको को पिरभािषत करगी िजसस कपनी की पिरसपित तयो क िविभन न पहलओ क एकीकत ः तरो की िः थित की िनगरानी की जा सक पवर पिरभािषत लआ यो की तलना म इन सकतको की (आविधक आधार पर) िनयिमत िनगरानी पिरसपित त िन पादन की भावकािरता का आकलन करन म मदद करती ह कपनी अपनी िनजी णाली क अतगरत एकीकत बधन कायरबम क िन पादन की णाली तथा उ ोग-व यापी आधार पर अन य णािलयो क साथ इसकी तलना भी कर सकती ह

एकीकत आकलन पिरणाम

परवितरत वािषरक रखरखाव योजनाओ म अितिरक त बारबारता या काररवाई को शािमल करना

मल याकन की गई उपशमन

ऐस सभी महत वपणर या िवशष कायरकलापो क िलए योजनाए बनाना और उन ह बाद की व यावसाियक और वािषरक योजनाओ म शािमल करना िजसम ससाधनो का आबटन करना भी शािमल हो

23

ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

24

8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

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गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

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अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

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अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

28

73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

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अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

19

को णाली की आव यकताओ को परा करन क िलए प ित को अपन अनरप बनाना चािहए जोिखम आकलन सीजीडी कपिनयो को आकड़ और सचना को व यविः थत करन म मदद करता ह तािक व अपन कायरकलापो की ाथिमकता पर योजनाए बना सक जोिखम आकलन करन म त यक जोिखम क िलए घटना और पिरणाम की सभावना तथा व यिक तगत जोिखम दर को िवचाराथर अितम जोिखम दर ाप त करक जोड़ा जाना चािहए

जोिखम दर = सभािवत दर x पिरणाम दर

सभािवत दर - सभािवत दर को उ ोग अनभव और कपनी क िवगत अनभव क आधार पर घटना की सभाव यता क िलए उपयक त माऽात मक मल य दत हए िनधारिरत िकया जाए

उदाहरण क िलए सभािवत माऽा दर 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 लाग की जाए और सभाव यताओ का साप तािहक मािसक छमाही वािषरक आिद क अनसार िव लषण िकया जाए घटना की सभावना क बढ़न पर दर बढ़ा दी जानी चािहए

पिरणाम दर - इसी कार पिरणाम दर को उपयक त माऽात मक मल य को जोिखम घटन

क पिरणाम क अनसार िनधारिरत िकया जाए और इस लोगो पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव दखकर व यिक तगत रप स बनाया जाता ह एक सीजीडी कपनी इनम स लाग कई तथ यो पर िवचार कर सकती ह या अपकषा क अनसार अितिरक त तथ यो को पिरभािषत कर सकती ह

उदाहरण क िलए त यक ौणी (जनता पयारवरण िवत तीय और व यावसाियक हािन मल य तथा काननी पिरणामो पर भाव) को 1 स 4 1 स 5 या 1 स 6 तक की माऽा की पिरणाम दर क अनसार लाग िकया जाए और इनम स उच च दर को िवचाराधीन पिरणाम दर क रप म िलया जाना चािहए उदाहरण क िलए लोगो पर भाव को मामली या बड़ी चोट एक या अिधक हताहतो आिद क रप म पिरभािषत िकया जा सकता ह इसी कार व यावसाियक हािन को बढ़त हए आिथरक क िलए िवशषीकत िकया जा सकता ह भाव क बढ़न पर दर बढ़त बम म होनी चािहए उपयरक त क अनसार जोिखम आकलन मॉडल सीजीडी नटवकर या सकाय क अदर जोिखमो की कित और ः थलो क बार म बहतर समझ बनान म मदद करता ह लिकन कवल जोिखम आकलन प ित पर ही परी तरह भरोसा नही िकया जा सकता िजसस जोिखम आकलन का पता लगान या जञात जोिखमो का पता लगान या उनका उपशमन करन का

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पता चल सक जोिखम आकलन प ित का योग जानकारी अनभवी कािमरको (िवषय स सबिधत िवशषजञो और दकषता स पिरिचत लोगो) क सदभर म िकया जाना चािहए अितिरक त आकड़ा घटको का िनगमन या दकषता आकड़ो म पिरवतरन जोिखम आकलन िबया का अिभन न अग ह जोिखम दर की समीकषा की जानी चािहए और पवर-िनधारिरत हः तकषप या जब अितिरक त आकड़ या सचना उपलब ध होती ह क बाद आव यक पिरवतरन िकए जाएग िनयिमत अ तन कायर सिनि चत करन क िलए मख णाली पिरवतरनो और आशोधनो क िलए भावी िबया ः थािपत की जाएगी जो णाली की जोिखम दर को भािवत कर सकत ह और यह पिरवतरन करन क बाद जोिखम आकलन िबया को शािमल करगा

जोिखम आकलन क िहः स क रप म कपनी को िनम निलिखत कायरकलाप लाग करन चािहए -

() िवतरण पाइपलाइनो क िलए कथोिडक सरकषा णाली और सीपी पयारप तता सवकषण करना तथा जोिखम ः तरो क आधार पर पता लगाई गई अिनयिमतताओ का वग करण करना

() पिरसपित तयो (पिरसपित त ितः थापन कायरकलाप की जानकारी क रप म) क जोिखम ः तर का पता लगान क िलए समय-समय पर िव लषण करना

() सभी सिचत पिरसपित त सबिधत घटनाओ और िन कष क िलए जोिखम िव लषण और आकलन (ासिगक ः टील पाइपलाइन और एमडीपीई दशरन या खदाई सिहत)

() पिरसपित तयो की जञात जोिखमो का एक रिजः टर तयार करना रखरखाव करना तथा अ तन बनाना िजसम उनकी जोिखम दर शािमल हो

ाथिमकता म ाय जोिखम दर को घटत बम म बाटना शािमल ह ारिभक यासो और जाच योजनो क िलए जोिखम पिरणामो का उच च-मध यम-न यन आधार पर या सािख यकीय मल य क रप म मल याकन िकया जा सकता ह जब खण डो की समान जोिखम क साथ तलना की जाए तो असफलता की सभावना और उसक पिरणामो पर अलग स िवचार िकया जाए सब उपलब धता (वाह बद िवकल प) सिहत तथ य तथा णाली ापट आव यकताए भी ाथिमकता को भािवत कर सकती ह

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615 एकीकत आकलन सीजीडी खण ड क एकीकत का आकलन करन क िलए िपछल खड क अनसार सवारिधक महत वपणर जोिखम और खतर का समाधान करन और उपयक त एकीकत आकलन प ित का िनधाररण करन क िलए एक योजना बनाई जानी चािहए एकीकत आकलन क िलए िनम निलिखत प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह (क) टी4एस मानको क अनसार जाच दबाव की ः थापना स पवर हाइसोजन जाच करना (ख) बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए)

(ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण आिद इन िविनयमो की अनसची 5 म िविभन न अखण डता आकलन प ितयो का सिकषप त िववरण भी उपलब ध करवाया गया ह उपयक त अखण डता आकलन प ित का चयन सबस महत वपणर खतरो पर आधािरत होगा जहा कोई िवशष खण ड अितसवदनशील हो सीजीडी नटवकर क िविश ट खतरो क आधार पर एक या अिधक एकीकत आकलन प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह सीजीडी नटवकर णाली का चालक त यक खतर और जोिखम क िलए सवारिधक उपयक त एकीकत आकलन प ित का एक चाटर बनाएगा और उसका समय-समय पर आकलन करगा चालक ऐस आकलन क िलए उपयक त िविशि टया और गणवत ता िनयऽण योजना भी बनाएगा आकलन की भावकािरता ः थािपत करन क बाद आकलन की समयाविध म आग सशोधन िकया जाना चािहए बशत िक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 तथा अन य सगत िविनयम शािमल हो 616 ितिबया और उपशमन

इस खण ड म िनरीकषण मरम मत कायरकलापो ारा ाप त सकतको की ितिबया की अनसची शािमल ह उक त असरिकषत िः थित सीजीडी नटवकर की अखण डता क खतर को कम या समाप त करन क िलए िनवारक काररवाई म सधार या समािप त को भािवत कर सकती ह तथा भावी िनरीकषण अतराल बना सकती ह ऐसी ितिबया को तत काल कायारिन वत िकया जाए जो िनधारिरत समयाविध या णाली म शािमल हो िजनकी िनरीकषण पिरणाम क आधार पर सरलता स िनगरानी की जा सकती ह

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कछ उपशमन काररवाई की सची नीच दी गई ह - (क) कथोिडक सरकषा क पयारप तता ः तर को बढ़ान सबधी काररवाई जस कथोिडक सरकषा

क मौजदा ः तर म वि अितिरक त कषमता की ः थापना आिद

(ख) िव लषण िन कषर क आधार पर पिरसपित तयो को बदलनाउनकी मरम मत

(ग) काररवाई करन पर िनणरय लन क िलए उपकरण आपितरकतारओ क साथ परामशर करना

सकषप म उपशमन काररवाई क िलए िनम निलिखत दि टकोण अपनाया जाए

महत वपणर कायरकलाप या कायरकलाप सामान य रप स

िकए शर िकए गए कायरकलाप िवशष ध यान िदए

जान की आव यकता महत वपणर कायरकलापो की योजनाओ की कपनी ारा समय-समय पर समीकषा की जानी चािहए तािक एकीकत बधन को भािवत करन वाल सगठनात मक और बाहरी कारको म ससाधन (साधन) आव यकता तथा आव यक पिरवतरन िकया जा सक 62 िन पादन योजना त यक सीजीडी कपनी उपयक त िन पादन सकतको को पिरभािषत करगी िजसस कपनी की पिरसपित तयो क िविभन न पहलओ क एकीकत ः तरो की िः थित की िनगरानी की जा सक पवर पिरभािषत लआ यो की तलना म इन सकतको की (आविधक आधार पर) िनयिमत िनगरानी पिरसपित त िन पादन की भावकािरता का आकलन करन म मदद करती ह कपनी अपनी िनजी णाली क अतगरत एकीकत बधन कायरबम क िन पादन की णाली तथा उ ोग-व यापी आधार पर अन य णािलयो क साथ इसकी तलना भी कर सकती ह

एकीकत आकलन पिरणाम

परवितरत वािषरक रखरखाव योजनाओ म अितिरक त बारबारता या काररवाई को शािमल करना

मल याकन की गई उपशमन

ऐस सभी महत वपणर या िवशष कायरकलापो क िलए योजनाए बनाना और उन ह बाद की व यावसाियक और वािषरक योजनाओ म शािमल करना िजसम ससाधनो का आबटन करना भी शािमल हो

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ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

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8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

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गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

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अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

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अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

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73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

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अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

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अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

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पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

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पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

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SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

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APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

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APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

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ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

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पता चल सक जोिखम आकलन प ित का योग जानकारी अनभवी कािमरको (िवषय स सबिधत िवशषजञो और दकषता स पिरिचत लोगो) क सदभर म िकया जाना चािहए अितिरक त आकड़ा घटको का िनगमन या दकषता आकड़ो म पिरवतरन जोिखम आकलन िबया का अिभन न अग ह जोिखम दर की समीकषा की जानी चािहए और पवर-िनधारिरत हः तकषप या जब अितिरक त आकड़ या सचना उपलब ध होती ह क बाद आव यक पिरवतरन िकए जाएग िनयिमत अ तन कायर सिनि चत करन क िलए मख णाली पिरवतरनो और आशोधनो क िलए भावी िबया ः थािपत की जाएगी जो णाली की जोिखम दर को भािवत कर सकत ह और यह पिरवतरन करन क बाद जोिखम आकलन िबया को शािमल करगा

जोिखम आकलन क िहः स क रप म कपनी को िनम निलिखत कायरकलाप लाग करन चािहए -

() िवतरण पाइपलाइनो क िलए कथोिडक सरकषा णाली और सीपी पयारप तता सवकषण करना तथा जोिखम ः तरो क आधार पर पता लगाई गई अिनयिमतताओ का वग करण करना

() पिरसपित तयो (पिरसपित त ितः थापन कायरकलाप की जानकारी क रप म) क जोिखम ः तर का पता लगान क िलए समय-समय पर िव लषण करना

() सभी सिचत पिरसपित त सबिधत घटनाओ और िन कष क िलए जोिखम िव लषण और आकलन (ासिगक ः टील पाइपलाइन और एमडीपीई दशरन या खदाई सिहत)

() पिरसपित तयो की जञात जोिखमो का एक रिजः टर तयार करना रखरखाव करना तथा अ तन बनाना िजसम उनकी जोिखम दर शािमल हो

ाथिमकता म ाय जोिखम दर को घटत बम म बाटना शािमल ह ारिभक यासो और जाच योजनो क िलए जोिखम पिरणामो का उच च-मध यम-न यन आधार पर या सािख यकीय मल य क रप म मल याकन िकया जा सकता ह जब खण डो की समान जोिखम क साथ तलना की जाए तो असफलता की सभावना और उसक पिरणामो पर अलग स िवचार िकया जाए सब उपलब धता (वाह बद िवकल प) सिहत तथ य तथा णाली ापट आव यकताए भी ाथिमकता को भािवत कर सकती ह

21

615 एकीकत आकलन सीजीडी खण ड क एकीकत का आकलन करन क िलए िपछल खड क अनसार सवारिधक महत वपणर जोिखम और खतर का समाधान करन और उपयक त एकीकत आकलन प ित का िनधाररण करन क िलए एक योजना बनाई जानी चािहए एकीकत आकलन क िलए िनम निलिखत प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह (क) टी4एस मानको क अनसार जाच दबाव की ः थापना स पवर हाइसोजन जाच करना (ख) बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए)

(ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण आिद इन िविनयमो की अनसची 5 म िविभन न अखण डता आकलन प ितयो का सिकषप त िववरण भी उपलब ध करवाया गया ह उपयक त अखण डता आकलन प ित का चयन सबस महत वपणर खतरो पर आधािरत होगा जहा कोई िवशष खण ड अितसवदनशील हो सीजीडी नटवकर क िविश ट खतरो क आधार पर एक या अिधक एकीकत आकलन प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह सीजीडी नटवकर णाली का चालक त यक खतर और जोिखम क िलए सवारिधक उपयक त एकीकत आकलन प ित का एक चाटर बनाएगा और उसका समय-समय पर आकलन करगा चालक ऐस आकलन क िलए उपयक त िविशि टया और गणवत ता िनयऽण योजना भी बनाएगा आकलन की भावकािरता ः थािपत करन क बाद आकलन की समयाविध म आग सशोधन िकया जाना चािहए बशत िक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 तथा अन य सगत िविनयम शािमल हो 616 ितिबया और उपशमन

इस खण ड म िनरीकषण मरम मत कायरकलापो ारा ाप त सकतको की ितिबया की अनसची शािमल ह उक त असरिकषत िः थित सीजीडी नटवकर की अखण डता क खतर को कम या समाप त करन क िलए िनवारक काररवाई म सधार या समािप त को भािवत कर सकती ह तथा भावी िनरीकषण अतराल बना सकती ह ऐसी ितिबया को तत काल कायारिन वत िकया जाए जो िनधारिरत समयाविध या णाली म शािमल हो िजनकी िनरीकषण पिरणाम क आधार पर सरलता स िनगरानी की जा सकती ह

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कछ उपशमन काररवाई की सची नीच दी गई ह - (क) कथोिडक सरकषा क पयारप तता ः तर को बढ़ान सबधी काररवाई जस कथोिडक सरकषा

क मौजदा ः तर म वि अितिरक त कषमता की ः थापना आिद

(ख) िव लषण िन कषर क आधार पर पिरसपित तयो को बदलनाउनकी मरम मत

(ग) काररवाई करन पर िनणरय लन क िलए उपकरण आपितरकतारओ क साथ परामशर करना

सकषप म उपशमन काररवाई क िलए िनम निलिखत दि टकोण अपनाया जाए

महत वपणर कायरकलाप या कायरकलाप सामान य रप स

िकए शर िकए गए कायरकलाप िवशष ध यान िदए

जान की आव यकता महत वपणर कायरकलापो की योजनाओ की कपनी ारा समय-समय पर समीकषा की जानी चािहए तािक एकीकत बधन को भािवत करन वाल सगठनात मक और बाहरी कारको म ससाधन (साधन) आव यकता तथा आव यक पिरवतरन िकया जा सक 62 िन पादन योजना त यक सीजीडी कपनी उपयक त िन पादन सकतको को पिरभािषत करगी िजसस कपनी की पिरसपित तयो क िविभन न पहलओ क एकीकत ः तरो की िः थित की िनगरानी की जा सक पवर पिरभािषत लआ यो की तलना म इन सकतको की (आविधक आधार पर) िनयिमत िनगरानी पिरसपित त िन पादन की भावकािरता का आकलन करन म मदद करती ह कपनी अपनी िनजी णाली क अतगरत एकीकत बधन कायरबम क िन पादन की णाली तथा उ ोग-व यापी आधार पर अन य णािलयो क साथ इसकी तलना भी कर सकती ह

एकीकत आकलन पिरणाम

परवितरत वािषरक रखरखाव योजनाओ म अितिरक त बारबारता या काररवाई को शािमल करना

मल याकन की गई उपशमन

ऐस सभी महत वपणर या िवशष कायरकलापो क िलए योजनाए बनाना और उन ह बाद की व यावसाियक और वािषरक योजनाओ म शािमल करना िजसम ससाधनो का आबटन करना भी शािमल हो

23

ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

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8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

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गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

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अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

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अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

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73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

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अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

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63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

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Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

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SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

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SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

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Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

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SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

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APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

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APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

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APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

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ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

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615 एकीकत आकलन सीजीडी खण ड क एकीकत का आकलन करन क िलए िपछल खड क अनसार सवारिधक महत वपणर जोिखम और खतर का समाधान करन और उपयक त एकीकत आकलन प ित का िनधाररण करन क िलए एक योजना बनाई जानी चािहए एकीकत आकलन क िलए िनम निलिखत प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह (क) टी4एस मानको क अनसार जाच दबाव की ः थापना स पवर हाइसोजन जाच करना (ख) बाहरी कषरण त यकष आकलन (ईसीडीए)

(ग) कथोिडक सरकषा णाली सवकषण आिद इन िविनयमो की अनसची 5 म िविभन न अखण डता आकलन प ितयो का सिकषप त िववरण भी उपलब ध करवाया गया ह उपयक त अखण डता आकलन प ित का चयन सबस महत वपणर खतरो पर आधािरत होगा जहा कोई िवशष खण ड अितसवदनशील हो सीजीडी नटवकर क िविश ट खतरो क आधार पर एक या अिधक एकीकत आकलन प ितयो का इः तमाल िकया जा सकता ह सीजीडी नटवकर णाली का चालक त यक खतर और जोिखम क िलए सवारिधक उपयक त एकीकत आकलन प ित का एक चाटर बनाएगा और उसका समय-समय पर आकलन करगा चालक ऐस आकलन क िलए उपयक त िविशि टया और गणवत ता िनयऽण योजना भी बनाएगा आकलन की भावकािरता ः थािपत करन क बाद आकलन की समयाविध म आग सशोधन िकया जाना चािहए बशत िक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 तथा अन य सगत िविनयम शािमल हो 616 ितिबया और उपशमन

इस खण ड म िनरीकषण मरम मत कायरकलापो ारा ाप त सकतको की ितिबया की अनसची शािमल ह उक त असरिकषत िः थित सीजीडी नटवकर की अखण डता क खतर को कम या समाप त करन क िलए िनवारक काररवाई म सधार या समािप त को भािवत कर सकती ह तथा भावी िनरीकषण अतराल बना सकती ह ऐसी ितिबया को तत काल कायारिन वत िकया जाए जो िनधारिरत समयाविध या णाली म शािमल हो िजनकी िनरीकषण पिरणाम क आधार पर सरलता स िनगरानी की जा सकती ह

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कछ उपशमन काररवाई की सची नीच दी गई ह - (क) कथोिडक सरकषा क पयारप तता ः तर को बढ़ान सबधी काररवाई जस कथोिडक सरकषा

क मौजदा ः तर म वि अितिरक त कषमता की ः थापना आिद

(ख) िव लषण िन कषर क आधार पर पिरसपित तयो को बदलनाउनकी मरम मत

(ग) काररवाई करन पर िनणरय लन क िलए उपकरण आपितरकतारओ क साथ परामशर करना

सकषप म उपशमन काररवाई क िलए िनम निलिखत दि टकोण अपनाया जाए

महत वपणर कायरकलाप या कायरकलाप सामान य रप स

िकए शर िकए गए कायरकलाप िवशष ध यान िदए

जान की आव यकता महत वपणर कायरकलापो की योजनाओ की कपनी ारा समय-समय पर समीकषा की जानी चािहए तािक एकीकत बधन को भािवत करन वाल सगठनात मक और बाहरी कारको म ससाधन (साधन) आव यकता तथा आव यक पिरवतरन िकया जा सक 62 िन पादन योजना त यक सीजीडी कपनी उपयक त िन पादन सकतको को पिरभािषत करगी िजसस कपनी की पिरसपित तयो क िविभन न पहलओ क एकीकत ः तरो की िः थित की िनगरानी की जा सक पवर पिरभािषत लआ यो की तलना म इन सकतको की (आविधक आधार पर) िनयिमत िनगरानी पिरसपित त िन पादन की भावकािरता का आकलन करन म मदद करती ह कपनी अपनी िनजी णाली क अतगरत एकीकत बधन कायरबम क िन पादन की णाली तथा उ ोग-व यापी आधार पर अन य णािलयो क साथ इसकी तलना भी कर सकती ह

एकीकत आकलन पिरणाम

परवितरत वािषरक रखरखाव योजनाओ म अितिरक त बारबारता या काररवाई को शािमल करना

मल याकन की गई उपशमन

ऐस सभी महत वपणर या िवशष कायरकलापो क िलए योजनाए बनाना और उन ह बाद की व यावसाियक और वािषरक योजनाओ म शािमल करना िजसम ससाधनो का आबटन करना भी शािमल हो

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ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

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8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

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गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

26

अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

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अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

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73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

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अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

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62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

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63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

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SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

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APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

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APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

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APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

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ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

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कछ उपशमन काररवाई की सची नीच दी गई ह - (क) कथोिडक सरकषा क पयारप तता ः तर को बढ़ान सबधी काररवाई जस कथोिडक सरकषा

क मौजदा ः तर म वि अितिरक त कषमता की ः थापना आिद

(ख) िव लषण िन कषर क आधार पर पिरसपित तयो को बदलनाउनकी मरम मत

(ग) काररवाई करन पर िनणरय लन क िलए उपकरण आपितरकतारओ क साथ परामशर करना

सकषप म उपशमन काररवाई क िलए िनम निलिखत दि टकोण अपनाया जाए

महत वपणर कायरकलाप या कायरकलाप सामान य रप स

िकए शर िकए गए कायरकलाप िवशष ध यान िदए

जान की आव यकता महत वपणर कायरकलापो की योजनाओ की कपनी ारा समय-समय पर समीकषा की जानी चािहए तािक एकीकत बधन को भािवत करन वाल सगठनात मक और बाहरी कारको म ससाधन (साधन) आव यकता तथा आव यक पिरवतरन िकया जा सक 62 िन पादन योजना त यक सीजीडी कपनी उपयक त िन पादन सकतको को पिरभािषत करगी िजसस कपनी की पिरसपित तयो क िविभन न पहलओ क एकीकत ः तरो की िः थित की िनगरानी की जा सक पवर पिरभािषत लआ यो की तलना म इन सकतको की (आविधक आधार पर) िनयिमत िनगरानी पिरसपित त िन पादन की भावकािरता का आकलन करन म मदद करती ह कपनी अपनी िनजी णाली क अतगरत एकीकत बधन कायरबम क िन पादन की णाली तथा उ ोग-व यापी आधार पर अन य णािलयो क साथ इसकी तलना भी कर सकती ह

एकीकत आकलन पिरणाम

परवितरत वािषरक रखरखाव योजनाओ म अितिरक त बारबारता या काररवाई को शािमल करना

मल याकन की गई उपशमन

ऐस सभी महत वपणर या िवशष कायरकलापो क िलए योजनाए बनाना और उन ह बाद की व यावसाियक और वािषरक योजनाओ म शािमल करना िजसम ससाधनो का आबटन करना भी शािमल हो

23

ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

24

8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

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गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

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अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

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अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

28

73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

29

अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

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62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

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63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

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SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

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Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

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SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

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APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

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APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

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ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

23

ऐस िन पादन मल याकन म िविश ट और पणर सधार दोनो खतरो पर िवचार िकया जाना चािहए खतरा-िन पादन मल याकन िकसी िविश ट समः या वाल कषऽ पर लाग हो सकता ह जबिक एकीकत बधन कायरबम क अतगरत सपणर सीजीडी नटवकर पर समः त उपाय लाग होग िन पादन सचकाक उपायो को नीच िदए गए िकसी एक या सभी उपाय माप जाएग ndash

() ोसस उपाय

() चालनात मक उपाय

() त यकष एकीकत उपाय

िन पादन सचकाक कोई मख या लिगग सकतक हो सकता ह लिगग अतराल उपायो को पन सिबय िकया जा सकता ह िक व िपछल एकीकत बधन कायरबम िन पादन का सकतक उपलब ध करात ह मख उपाय सिबय होत ह िजसम व यह दशारत ह िक योजना का िन पादन िकस तरह होन की सभावना ह

कपनी अपन एकीकत बधन कायरबमो की भावकािरता को वध बनान क िलए समय-समय पर आतिरक लखा-परीकषा कराएगी और यह सिनि चत करगी िक उन होन योजना क अनसार काररवाई की ह कपनी का एकीकत बधन तथा िन पादन मल याकन कायरबम बनान क िलए नीच एक मद सची दी गई ह -

1) एक एकीकत बधन नीित तथा सभी लाग तत वो क िलए कायरबम ः थािपत िकया जाएगा

2) िलिखत एकीकत बधन योजना प ित और कायर िववरण अ तन ह और पहल स उपलब ध ह

3) कायरकलापो का योजना क अनसार िन पादन िकया जाता ह

4) िजन काय को िन पािदत िकया जाना ह क या उक त कायरकलापो क िलए उिचत योग यता और िशकषण ाप त िकया ह

5) एकीकत बधन कायरबम इस दः तावज की आव यकताओ को परा करता ह

6) सभी कायर मदो या गर-िन पादको को समय पर बद िकया जाता ह

7) यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा की गई ह और उनका लखन िकया गया ह

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8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

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गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

26

अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

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अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

28

73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

29

अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

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Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

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SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

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Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

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SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

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Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

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SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

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APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

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APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

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APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

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ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

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8) रोकथाम उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत िकए गए ह

9) एकीकत बधन कायरबम क मल याकन हत भावी आधार उपलब ध करान क िलए आविधक आतिरक लखा-परीकषा की जानी चािहए

63 सचार योजना

कपनी म उपयक त कािमरको कषऽािधकार म आन वाल ािधकािरयो को रखन क िलए सीजीडी कपनी एक सचार योजना िवकिसत करगी और उस लाग करगी तथा जनता को उनक एकीकत बधन यासो और एकीकत बधन कायरकलापो क पिरणामो क बार म सिचत करगी अन य अपिकषत सचार क एक भाग क रप म सचना दी जाएगी 64 पिरवतरन योजना का बधन सीजीडी नटवकर णािलयो और उनक एकीकरण म पिरवतरन क भाव का पता लगान और िवचार करन क िलए पिरवतरन प ितयो का औपचािरक बधन िवकिसत िकया जाएगा पिरवतरन िबया क बधन म िनम निलिखत शािमल ह -

(1) पिरवतरन क कारण

(2) पिरवतरन का अनमोदन करन वाल ािधकारी

(3) िनिहताथ का िव लषण

(4) अपिकषत कायर परिमट अजरन

(5) दः तावजीकरण

(6) भािवत पािटरयो म पिरवतरन का सचार

(7) समय-सीमा

(8) सिम मिलत ः टॉफ

(9) त यक िः थित क िलए योजना

(10) अि तीय पिरिः थितया यिद कोई हो

65 गणवत ता िनयऽण योजना

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गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

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अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

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अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

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73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

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अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

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पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

25

गणवत ता िनयऽण योजना की आव यकताओ म लखन कायारन वयन और रखरखाव शािमल ह ाय िनम निलिखत कायरकलापो की आव यकता होती ह

(1) िबया की पहचान करना

(2) इन िबयाओ क बम और परः पर काररवाई का िनधाररण करना

(3) महत वपणर िबयाओ क िलए मानक चालन िबयाए और िदशा-िनदश तयार करना (उदाहरण क िलए चालन रखरखाव पिरयोजना आिद)

(4) इन िबयाओ क चालन और िनगरानी को समथरन दन क िलए आव यक ससाधन और सचना उपलब ध कराना

(5) इन िबयाओ की िनगरानी उपाय और िव लषण करना

(6) िनयोिजत पिरणामो को ाप त करन और इन िबयाओ का सतत सधार करन क िलए आव यक काररवाई कायारिन वत करना

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली की आतिरक लखा-परीकषा का िनयिमत आधार पर िन पािदत की जाएगी लखा-परीकषा योजन इन िविनयमो म दशारई गई अनसार नीितयो और िबयाओ का अनपालन सिनि चत करना ह की गई िसफािरशो और उपचारी काररवाई का लखन िकया जाएगा तथा उस सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली म शािमल िकया जाएगा कपनी क चालन शीषर दल ारा नािमत िकए गए लखा-परीकषा समह ारा वषर म कम स कम एक बार आतिरक लखा-परीकषा की जाती ह आतिरक लखा-परीकषा का उ य यह सिनि चत करना होता ह िक एकीकत बधन णाली क ढाच का अनपालन िकया जा रहा ह सपणर एकीकत बधन णाली की िकसी आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा क िलए िनम निलिखत अिनवायर मदो पर ध यान किन ित िकया जाएगा-

() यह सिनि चत करना िक बसलाइन योजना को अ तन बनाया जा रहा ह और उसका अनपालन िकया जा रहा ह तथा बसलाइन िनरीकषण िकए जात ह

() िशकषा अहरता (पिरिश ट-IV) पर आधािरत चालन एव िनगरानी कािमरको तथा ठकदारो की अहरता आतिरक या बाहरी कायरबम क माध यम स ाप त औपचािरक िशकषण दिशरत व यावहािरक दकषता तथा सगत कषऽो म

26

अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

27

अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

28

73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

29

अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

26

अनभव िरकाड का सत यापन करना मागरदशरन क िलए एएसएमई बी31क य दख

() िलए गए िनणरयो क समथरन म पयारप त दः तावज उपलब ध कराना

() यह पता लगाना िक क या वािषरक िन पादन उपाय िकए गए ह

() सभी तत वो क िलए िलिखत एकीकत बधन नीित और कायरबम

() िलिखत एकीकत बधन णाली िबया तथा कायर िववरण अ तन हो तथा तरत उपलब ध हो

() एकीकत बधन णाली क अनसार कायरकलाप िन पािदत िकए जात ह

() त यक कायर क िलए िजम मदार व यिक त लगाया गया हो

() सभी अपिकषत कायरकलापो का लखन िकया जाता हो

() सभी कायर मद या गर-िन पादन क समयब ढग स बद कर िदया जाता ह

() यक त जोिखम मानदण ड की समीकषा और लखन िकया गया ह

() िनवारण उपशमन और मरम मत मानदण ड ः थािपत पणर तथा लिखत िकए गए हो

27

अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

28

73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

29

अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

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62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

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63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

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SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

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SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

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Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

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SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

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APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

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APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

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APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

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ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

27

अनसची- 7

एकीकत बधन णाली (आईएमएस) का अनमोदन

सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली दः तावज क रप म एक बधन योजना ह जो चालक क कमरचािरयो माहको िविनयामक ािधकािरयो आिद को यह बतात हए ः प ट करती ह िक चालक तथा इसकी पिरसपित तयो का बधन कस िकया जाता ह िजसम िनम निलिखत का उल लख िकया जाता ह

i पिरसपित त क त यक पहल तथा उसक बधन क िलए कौन िजम मदार ह ii तथ यो और उ यो को ाप त करन क िलए क या नीितया और िबयाए ह

iii इन ह कायारिन वत करन हत योजना कस बनाई जाती ह

iv एकीकत बधन णाली िन पादन को कस मापा जाता ह और v सपणर णाली की िनयिमत रप स कस समीकषा और लखा-परीकषा की जाती ह

दः तावज को कपनी क बोडर ः तर पर सहमित िमलनी चािहए उनकी लगातार और व यविः थत ढग स समीकषा करक उनह अ तन बनाया जाना चािहए और बधन क सभी ः तरो ारा इसकी िवषय-वः त का अनपालन िकया जाना चािहए आन वाल समय म सीजीडी नटवकर णाली को बनाए रखन क िलए समाज क लाभाथर भी कपनी क अदर और उसक बाहर आव यक जागरकता का सजन िकया जाएगा दः तावज को िनम निलिखत तीन ः तरो और छ चरणो क अनसार तयार िकया जाएगा - 71 बधन अनमोदन

bull चरण1 आतिरक दल या परामशरदाता ारा तयार िकया जाए

bull चरण2 आतिरक दल मख या परामशरदाता मख ारा जाच की जाए bull चरण3 कपनी क चालन दल क मख ारा अनितम रप स अनमोिदत िकया

जाए

bull चरण4 ततीय पकष एजसी (टीपीआईए) ारा िविनयम क अनसार एकीकत बधन णाली दः तावज का अनपालन तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा िविधवत अनमोिदत िकया गया ह

72 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

bull चरण5 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा ः वीकित

28

73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

29

अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

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पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

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SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

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SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

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No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

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The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

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(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

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The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

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614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

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An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

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The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

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62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

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63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

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Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

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SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

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Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

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SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

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Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

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SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

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APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

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APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

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APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

28

73 कायारन वयन हत अनमोदन

bull चरण6 कपनी क बोडर ारा एकीकत बधन णाली दः तावज को पहली बार अनमोदन दना तथा कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा बाद म आविधक समीकषा की मजरी दना

िटप पणी उपयरक त खण ड स 71 म िविनिदर ट अनसार िविधवत अनमोिदत एकीकत बधन णाली दः तावज क अनमोदन क सबध म एक माण-पऽ पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को ः तत िकया जाएगा िक यह सीजीडी नटवकर एकीकत बधन णाली पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा समय-समय पर जारी िविभन न िविनयमो की आव यकताओ क अनरप ह तथा इस कपनी क सीईओ या पणरकािलक िनदशक ारा अनमोिदत िकया गया ह

29

अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

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614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

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An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

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The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

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62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

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63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

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Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

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SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

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Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

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SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

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Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

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SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

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APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

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APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

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APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

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ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

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अनसची- 8

आईएमएस की कायारन वयन अनसची

बस कायरकलाप समय अनसची

1 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानको सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008 का अनपालन

हानही पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 माह क अदर की पि ट जाएगी

2 एकीकत बधन णाली दः तावज तयार करना और कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 की अिधसचना की तारीख स 1 वषर क अदर

3 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अिधकत टीपीआईए ारा िविनयम सिहत एकीकत बधन णाली दः तावज की अनरपता

कपनी क चालन दल क मख ारा अनमोदन िदए जान स 3 माह क अदर

4 काररवाई की समय-सीमा म पशोिलयम और ाकितक गस िवनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करना

टीपीआईए एकीकत बधन णाली की अनरपता स 1 माह क अदर

5 कपनी ारा कायारन वयन हत पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा अनमोदन

पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को एकीकत बधन णाली दः तावज ः तत करन क 3 माह क अदर

6 पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर को अनपालन िववरण की ः तित

उपयरक त बमाक 4 म अनमोदन क तत काल बाद

िटप पणी कायारन वयन ः तरो का अनसची 7 म दशारए अनसार अनपालन िकया जाएगा

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

30

अनसची-9

एकीकत बधन णाली की समीकषा 91 एकीकत बधन णाली की समीकषा अविध

कपिनया िनम निलिखत क आधार पर त यक 3 वषर म अपनी मौजदा एकीकत बधन णाली की समीकषा करगी

(क) पिरशोिधत बसलाइन आकड़

(ख) िविभन न िवभागो स ाप त महत वपणर आदान 92 आतिरक और बाहरी लखा-परीकषा की समीकषा

चालन चरण क दौरान िनम निलिखत लखा-परीकषा करक पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर की एकीकत बधन णाली) िविनयम 2013 क ावधान का अनपालन सिनि चत करन क िलए एक णाली होनी चािहए ndash

() पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर ारा उपलब ध कराए गए सीजीडी नटवकर की जाच सची क अनसार सीजीडी कपनी ारा ितवषर आतिरक लखा-परीकषा कराई जानी चािहए

() बाहरी लखा-परीकषा (ईए) बोडर ारा अनमोिदत ततीय पकष ारा पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर की िविनिदर ट प ित क अनसार त यक 3 वषर म एक बार की जानी चािहए

अनसची-10

पिरयोजना क िविभन न चरणो म पदःथ जनशिक त की पयारप तता

कपनी की पिरयोजना क िविभन न चरण नामत अिभकल प िनमारण ः थापना चालन और रखरखाव क िलए जनशिक त की आव यकता को परा करना होगा एकीकत बधन णाली तयार करन वाली कपनी को अपन वतरमान और भावी चालनो क िलए जनशिक त आव यकता को परा करना होगा ऐसी जनशिक त की योग यता पिरिश ट-III म दी गई शत क अनरप होनी चािहए

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

31

पिरिश ट-I

सदभर

चालन और रखरखाव कािमरको क योग हत सीजीडी नटवकर स सबिधत मानक चालन और रखरखाव िबयाओ का सदभर दः तावज िवकिसत िकया जाना चािहए इनम स कछ सदभर क िलए नीच उल लख िकए गए ह-

1) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (नगर या ः थानीय ाकितक गस िवतरण नटवकर क िलए सरकषा मानक सिहत तकनीकी मानक और िविशि टया) िविनयम 2008

2) पशोिलयम और ाकितक गस िविनयामक बोडर (आपात ितिबया और आपदा बधन योजना आचरण सिहता) िविनयम 2010

3) एएसएमई बी318 - गस सचरण तथा िवतरण पाइिपग णाली

4) एएसएमई बी318एस - गस पाइपलाइनो की णाली एकीकरण का बधन करना

5) एएसएमई बी31 क य - पाइपलाइन कािमरक अहरता

6) एएसएमई बी31 जी ndash जग लगी पाइपलाइनो की शष कषमता क िनधाररण हत िनयमावली

7) एपीआई 1104 - पाइपलाइनो की विल डग और सबिधत सिवधाए

8) एएसएमई बॉयलर और दबाव वसल (बीपीवी) सिहता धारा IX - विल डग और िजग अहरता

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

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The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

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(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

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The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

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An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

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The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

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62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

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63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

32

पिरिश ट-II

(दख िविनयम 7)

सीजीडी नटवकर म महत वपणर कायरकलापो की सची

बस महत वपणर आधारभत ढाचाकायरकलापिबयाए कायारन वयन की सीमा अविध

1 एकीकत कथोिडक सरकषा णाली सिनि चत करन क िलए कथोिडक पयारप तता सवकषण

बसलाइन सवकषण क िलए 6 माह

2 ओडोराइजर स दरः थ िबद (िबदओ) पर ओडरट गध सवकषण

6 माह

3 नटवकर का जीआईएस मानिचऽण 3 वषर 4 सपीिडत ाकितक गस काः कड की जाच क िलए

णाली ः थािपत करना 3 माह

5 3 माह क िलए समह या माऽा सतलन पर आधािरत गस हािन गणना या िबिलग चब क आधार पर अन य चयिनत अतराल

6 माह

6 ततीयक नटवकर तथा अितम मील कनिक टिवटी क भाग क रप म जः तायक त लौह और ताब की एकीकत िनरीकषण णाली

6 माह

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

33

पिरिश ट-III

(दख िविनयम 6 अनसची 65 और अनसची 10)

िविभन न सीजीडी कायरकलापो म शािमल कािमरको क िलए न यनतम अहरता और अनभव 1 िडजाइन चरण

(क) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - िविभन न तकनीकी मानको म अनभव हो

(ख) इजीिनयिरग (बीईबीटक या समककष) म िडमी - नटवकर अनकरणवाह बधन म अनभव हो

2 िनमारण चरण (ः थापना)

क) ः टील पाइपलाइन

i साममी गणवत ता आ वासन - 1 वषर क सगत अनभव सिहत इजीिनयिरग म िडप लोमा

ii वल डर - एपीआई 1104 तथाया बॉयलर और दबाव वसल खण ड IX

क अनसार माण-पऽ

iii िफटर - आईटीआई अहरता तथाया 3 वषर का सगत अनभव

iv िरग गर - कम स कम 1 वषर का सगत अनभव और िहदीकषऽीय भाषा जहा तनात िकए गए हो उस कषऽ की भाषा पढ़न म सकषम हो

v पयरवकषक - यािऽक इजीिनयिरग म िडप लोमा

vi गणवत ता िनरीकषक (गर-घातक जाच) - अमिरकन सोसायटी फॉर नॉन िडः शिक टव टिः टग लवल-

ख) पीई पाइपलाइन

i ज वाइटरतकनीिशयन ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक - 10+2 ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) सिहत ककषा और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

34

ग) आतिरक ः थापना

i प लबर - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर का सगत अनभव

ii पयरवकषक ndash 10वी ककषा तथा आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और मल याकन या कम स कम 1 वषर क सगत अनभव

3 सिवधाए (िनमारण ः थापना और ओएण डएम चरण) - अथारत नगर गट ः टशन

ओडरट ः टशन दबाव न यनीकरण ः टशन (पीआरएस) मीटिरग और िविनयामक ः टशन (एमआरएस)

i इलिक शकल - आईटीआई इलिक शकल और इलिक शकल िनरीकषक स माणन

ii इः मटशन - आईटीआई इः मटशन (तकनीिशयन)

iii मीटिरग - आईटीआई इः मटशनइलक शॉिनक (तकनीिशयन)

iv अनरकषण इजीिनयर (िडप लोमाबीई) आईटीआई यािऽक (तकनीिशयन) ndash रगलटर रखरखाव वाल व रखरखाव क िलए (वडर ः थापनाओ म िशिकषत)

v ओडोरट हण डिलग - इजीिनयिरग (यािऽकरासायिनक) म िडप लोमा 4 चालन और रखखरखाव (गस नटवकर )

i आपात ितिबया - आतिरक िशकषण (िशकषण मॉडयल) और िनधाररण

ii वाल व अनरकषण - 1 िफटर (आईटीआई यािऽक) 1 पयरवकषक (आतिरक रप स िशिकषत) 2 हल पर (आतिरक रप स िशिकषत)

iii पाइप बदलनाः थान पिरवतरन आिद - ः टील और पीई िनमारण दलो क अनसार

iv आग और सरकषा - आग और सरकषा म िडप लोमामाण-पऽ तथा 1 वषर का सगत अनभव

क राज वर राव ओएसडी(आर)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

1

[TO BE PUBLISHED IN THE GAZETTE OF INDIA PART III SECTION 4 EXTRAORDINARY]

NOTIFICATION

THE PETROLEUM AND NATURAL GAS REGULATORY BOARD

New Delhi the 16th May 2013

FNoINFRAIMPCGD12013 - In exercise of the powers conferred by section 61 of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Act 2006 (19 of 2006) the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board hereby makes the following regulations to evaluate risks improve the safety of city gas distribution network and bring more effectiveness in operations to minimize the probability of CGD network failure namely-

1 Short title and commencement

(1) These regulations may be called the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

(2) They shall come into force on the date of their publication in the

Official Gazette

2 Definitions

(1) In these regulations unless the context otherwise requires-

(a) ldquoActrdquo means the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board Act 2006

(b) ldquocity or local natural gas distribution networkrdquo (hereinafter referred to as CGD network) means pipeline network as defined in the Act (c) ldquocity gate station (CGS)rdquo means the station as defined in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008

(d) ldquoriskrdquo means the risk as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

2

(e) ldquorisk analysisrdquo means the risk analysis as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (f) ldquorisk assessmentrdquo means the risk assessment as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010 (g) ldquorisk managementrdquo means the risk management as defined under the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of Practices for Emergency Response and Disaster Management Plan (ERDMP)) Regulations 2010

(2) Words and expressions used and not defined in these regulations but defined in the Act or in the rules or regulations made thereunder shall have the meanings respectively assigned to them in the Act or in the rules or regulations as the case may be

3 Applicability These regulations shall apply to all the entities laying building operating or expanding city or local natural gas distribution networks

4 Scope

These regulations shall cover all existing and new city gas distribution networks including sub-transmission pipelines city gas station distribution mains and piping facilities downstream of inlet isolation valve of city gate station (inclusive of primary secondary and tertiary networks) including consumer meter for commercial or industrial customer and up to final isolation valve including connecting hose to gas appliances for domestic consumer

Provided that the materials and specifications followed shall be in accordance with Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 as amended from time to time

5 Objective

These Regulations outline the basic features and requirements for developing and implementing an effective and efficient integrity management plan for city gas distribution networks through -

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

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The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

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62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

3

i) evaluating the risk associated with city gas distribution networks and effectively allocating resources for prevention detection and mitigation activities

ii) improving the safety of city gas distribution networks so as to protect the personnel property public and environment

iii) bringing more streamlined and effective operations to minimize the probability of CGD network failure

6 Integrity Management System

The development and implementation of integrity management system for the city gas distribution networks shall be as described in Schedule 1 to Schedule 10 of these regulations Entity operating and maintaining CGD networks shall have the qualified manpower as indicated in Appendix III

7 Default and consequences

(1) There shall be a system for ensuring compliance to the provisions of

these regulations through implementation schedule as described in these regulations at Schedule 7 and Schedule 8 in conjunction to Appendix II

(2) In case of any deviation or shortfall in achieving the implementation

of integrity management system as specified in these regulations the entities shall be liable to face the following consequences namely-

(i) the entity is required to complete each activity within the

specified time limit and if there is any deficiency in achieving in one or more of the activities the entity shall submit a mitigation plan within the time limit for acceptance of the Board and make good all short comings within the time agreed by the Board and if the entity fails to complete activities within the specified time limit by the Board relevant penal provisions of the Act shall apply

(ii) in case the entity fails to implement the integrity management system the Board may issue a notice to such defaulting entity allowing it a reasonable time to implement the provisions of integrity management system and if the entity fails to comply within the specified time the relevant provisions of the Act and regulations shall apply

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

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An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

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The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

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62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

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63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

4

8 Requirement under other statutes

It shall be necessary to comply with all statutory rules regulations and Acts in force as applicable and requisite approvals shall be obtained from the relevant competent authorities for the CGD networks

9 Miscellaneous

(1) In the event of any problem faced by an entity in implementing the provisions contained in these regulations the entity may approach Board for necessary dispensation

(2) The Board may issue guidelines from time to time relating to Integrity Management System for City or Local Natural Gas distribution Networks

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

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Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

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SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

5

SCHEDULES (see regulation 6)

SCHEDULE 1

Objective The objective of Integrity Management System (IMS) is to ensure the integrity of CGD networks at all t imes to ensure public protection of environment maximum availability of CGD networks and also minimizing business risks associated with operations of gas network The availabil i ty of the Integrity Management System wil l al low professionals and technicians in integrity tasks to ensure work plans and targets in the short medium and long term horizon which in turn will improve their efficiency and satisfaction to attain them The IMS will enable the CGD operator to select an identified system for implementation such that the IMS will be uniform for all CGD entities within the country An effective Integrity Management System shall be -

(a) ensuring the quality of CGD network integrity in all areas which have

potential for adverse consequences

(b) promoting a more rigorous and systematic management of CGD network integrity and mitigate the risk

(c) Increasing the general confidence of the public in operation of CGD network

(d) optimizing the life of the CGD network with the inbuilt incident

implementation of Integrity Management Plan (IMP) investigation and data collection including review by the entity

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

6

SCHEDULE 2

Introduction to the Integrity Management System (IMS)

21 CGD network comprises of important assets transporting flammable gas

under pressure within the densely inhabited areas As such they expose people communities and the environment to risks in case of failure On the other hand CGD network are themselves exposed to external damages caused by third parties and in many cases such external damages are the main cause for network failure Further the life-line of the masses in regard to domestic cooking of food and movement in vehicles are fully dependent on CGD network In case of failure normal life may be badly disrupted It is therefore essential that a system is introduced which ensures maximum availability of the network with minimum disruption and damages

22 An Integrity Management System for CGD networks provides a comprehensive and structured framework for assessment of CGD networks condition likely threats risks assessment and mitigation actions to ensure safe and incident free operation of CGD networks

23 Such a comprehensive integrity management system essentially comprises of the following elements -

(a) Integrity Management Plan (IMP) This encompasses collection and

validation of data assessment of spectrum of risks risk ranking assessment of integrity with reference to risks risks mitigation updation of data and reassessment of risk

(b) Performance evaluation of Integrity Management Plan This is a mechanism to monitor the effectiveness of integrity management plan adopted and for further improvement

(c) Communication Plan This covers a structured plan to regulate information and data exchange within and amongst the internal and external environment

(d) Management of Change This is the process to incorporate the system changes (technical physical procedural and organization changes) in to integrity management plan to update the integrity management plan

(e) Quality Control This is the process to establish the requirements of quality in execution of the processes defined in the integrity management plan

These elements are further detailed in Schedule 6

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

7

SCHEDULE 3

Description of CGD System

31 Physical description

Description of CGD Network should include specific description of the primary networks secondary and tertiary networks with respect to design specifications length major installations details such as

311 Sub Transmission Pipeline (STPL) 312 City Gas Station (CGS) 313 Odorization System 314 Steel pipeline networks 315 Secondary PE networks 316 Tertiary networks PE GI and or copper 317 District Regulating Station (DRS) 318 Isolation Valves (Steel PE) 319 CNG station-Mother Online Daughter Booster

Station (DBS) 3110 Individual Pressure Regulating Station (IPRS)

Common Pressure Regulating Station (CPRS) Metering Station (MRS)

3111 Control room andor Master Control Station (if any) 3112 Instrumentation and Electrical systems 3113 Supervisory Control and Data Acquisition (if any) 3114 Safety Equipments 3115 Customer base (PNG CNG Industrial and

Commercial) 32 Other description

321 Interfaces with other Geographical Area pipeline Facilities (if available)

322 Incident reporting

323 Information on Documentation Relating to design construction operations maintenance etc

324 Statutory requirements

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

8

SCHEDULE 4 Selection of appropriate Integrity Management System 41 Integrity Management System for CGD Networks could employ

either a Performance based IMS or a Prescriptive type Integrity Management System Whereas CGD industry has gathered a reasonable good experience of CGD operations and such CGD industry is fair ly mature a Performance based Integrity Management System are appreciated globally However where CGD networks are in developing stage a Prescriptive type Integrity Management System is recommended Whereas the Performance based Integrity Management System recognizes the experience of the entity which has been operating the CGD network but the Prescriptive type Integrity Management System is more rigorous as it considers the worst case scenario of the fai lures in the CGD networks and therefore worst case scenario for mitigation

42 Though subsequent schedule in these regulations apply to both prescriptive and performance based type of Integrity Management System present regulations mainly focus on prescriptive aspects in absence of adequate historical Integrity Management System data

43 A prescriptive type of Integrity Management System mandates the implementation of an established process for addressing the risks their consequences and proven methods for mitigation It also mandates the in-house development of Integrity Management Plan Management of Change pertaining to technical aspects Based on the development of CGD industry in India ti l l date the preparation of Prescriptive type Integrity Management System has been considered for implementation to all CGD networks in India Further as the CGD industry matures and gathers sufficient records or data as per the requirements prescribed in Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 a review mechanism may be considered by the Board for recommending a Performance Based Integrity Management System for CGD Networks

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

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The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

9

SCHEDULE 5 Integrity Assessment Tools Some of the tools for Integrity assessment are provided below The operator should use as many support systems necessary to achieve the Integrity Management Plan for CGD networks It may be noted that the baseline data for specific measurement should be available with the operator as a ready-reckoner (a) Direct assessment and evaluation External Corrosion Direct Assessment (ECDA) can be used for determining integrity for the external corrosion threat on CGD network segments The External Corrosion Direct Assessment process has the following four components

(a) Pre-assessment (b) Inspections (c) Examinations and evaluations (d) Post-assessment

While implementing External Corrosion Direct Assessment and when the pipe is exposed the company is advised to conduct examinations for threats other than that for external corrosion also (like mechanical and coating damages)

(b) Thickness assessment and periodic review against baseline values Periodic thickness assessment for all CGD network skids and pressure vessels and comparison to baseline values shall be done once a year

(c) Cathodic protection system surveys Cathodic Protection adequacy survey shall be carried out so as to cover the entire steel network of pipelines so as to detect insufficient Cathodic Protection levels and other irregularities and anomalies in the steel pipeline Suitable procedures shall be established by the operator to account for adequate Cathodic Protection levels to pipeline extensions and new projects (d) Pressure testing Pressure testing is appropriate for integrity assessment when addressing certain threats at the pre-commissioning stage itself Pressure testing shall comply with the requirements of applicable Petroleum and Natural Gas Regulatory Board regulations

Such other methods for integrity assessment may be also adopted by the CGD entity as it thinks fit apart from the above mentioned ones

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

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The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

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614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

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An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

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The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

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62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

10

SCHEDULE 6

Designing applicable Integrity Management System for the CGD Network

All operators of existing and new city gas distribution networks shall develop an

integrity management programme comprising the necessary plans

implementation schedule and assessment of its effectiveness in order to ensure

safe and reliable operation of the CGD networks It is recognized that the

comprehensive CGD networks integrity management programme is based on

continuous exercise of extensive data collection assimilation and analysis

Further an integrity management programme can be devised on specified

methods procedures and time intervals for assessments and analysis or on the

basis of performance of the programme with regard to efficacy of integrity

assessment plan its results and mitigation efforts For operators implementing an

integrity management programme in the absence of base line and

performance data it may become imperative to adopt a prescriptive integrity

management programme initially

61 CGD networks integrity management plan All CGD networks and associated facilities installed as a part of network shall be

covered in integrity management plan The cycle of basic processes of integrity

management Plan is illustrated (Fig -1) and further detailed hereunder

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

11

No

Yes

No

Yes

Figure-1 CGD Network Integrity Management Plan - Flow Diagram

611 Initial data gathering review and integration

Initial data gathering and review

Threat Identification

Whether all threats evaluated

Consequences amp Impact Analysis

Review of IMS as per Schedule 9

Risk Assessment Evaluation

Integrity Assessment

Mitigation and Responses

Data updation amp integration

Whether Mitigation amp Responses Required

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

12

The types of data to support a risk assessment will vary depending on the threat being assessed CGD Network and facility knowledge is an essential component of data collection

Data may be of any form mentioned in the above section or customized as per the specific requirements The data shall be in a form which would aid in effective risk assessment It may be noted that the implementation of the integrity management programme would in itself drive the collection and prioritization of additional data The volume and types of data will expand as the plan is implemented over years of operation

The data collected shall as far as possible be relevant in applicability to the identified threats

The unavailability of identified data elements is not a justification for exclusion of a threat from the integrity management programme Depending on importance of the data sound engineering judgment based on available information if possible in conjunction with industry-wide data and best practices may be used for risk assessment

Four aspects should be visualized during data collection

1) Data alignment

Integration of disparate data sources to a common location This helps in pinpointing risks to be attended

2) Data history Ability to manage the temporal aspects of any data

3) Data Normalization Integration of disparate data sources that analyze same attributes from different aspects

4) Data accuracy and confidence Important piece of decisive data required to support decision making

612 Identif ication of Threats Gas pipeline incident data analyzed and classified by Pipeline Research Council International (PRCI) represents 22 root causes for threat to pipeline integrity One of the causes reported by the operator is ldquounknownrdquo The remaining 21 threats have been grouped into three groups based on time dependency and further in to nine categories of related fai lure types according to their nature and growth characteristic as below

(I) Time Dependent Threats

1) External Corrosion

2) Internal Corrosion

3) Stress Corrosion Cracking

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

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An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

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The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

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APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

13

(II) Stable Threats

4) Manufacturing related defects

i Defective pipe seam

ii Defective pipe

5) Welding fabrication related

i Defective pipe girth weld

ii Defective fabrication weld

iii Wrinkle bend or buckle

iv Stripped threads broken pipe coupling failure

6) Equipment

i Gasket O-ring failure

ii Controlrelief equipment malfunction

iii Seal pump packing failure

iv Miscellaneous

(III)Time independent Threats

7) Third party mechanical damage

i Damage inflicted by first second or third party (instantaneous immediate failure)

ii Previously damaged pipe (delayed failure mode)

iii Vandalism

iv Rat bites

v Electric Arching

8) Incorrect operational procedure

9) Weather related and outside force i Weather related ii Lightning iii Heavy Rains or Floods iv Earth Movements

Besides the above certain other threats may be applicable based upon the land pattern

i Creek Area effects ii Muddy Land effects iii River bed movements

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

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An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

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62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

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63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

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Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

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SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

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SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

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Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

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SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

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APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

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APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

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APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

14

The CGD entity may choose its own method or source of data for identifying the threats to their network Some of the sources of data may be -

- Previous technical audit inspection reports - Cathodic Protection system survey and monitoring reports - Incident investigation and records of analysis for finding root causes - Accidental or opportunity based excavation and inspection - CGD Network damage and defects reports - Repair or maintenance activities - Regular and past operational data - Register of risks identified during design (including route survey

records) construction operations and maintenance surveillance patrolling

- Construction and maintenance records (including maintenance backlog) history method of construction test and inspection data etc

- Company internal specifications under various heads - CGD Network data from records like Piping and Instrumentation

Diagram pipe-book design and manufacturer documents as-built documents and drawings etc and by use of Geographic Information System

- System modification records and history - Consultations with Original Equipment Manufacturers and suppliers

and other certified third parties It may be noted that the above list is only representative and the CGD entity is free to use any form of data based on its experience and sound judgment

Also the analysis of risks to the network may be carried out as convenient for the CGD entity based on past experience of the type of threats and uniformity of network threats and characteristics 613 Consequence and Impact Analysis Once the hazardous events are

identified the next step in the risk analysis is to analyse their consequences ie estimate the magnitude of damage to the public property and environment of all the indentified threats These consequences may include leak fire explosion gas cloud etc Consequence estimation can be accomplished by using mathematical models eg consequence modelling

Identification of High Consequence Area (HCA) ndash Locations along the CGD Network system meeting the criteria for High-Consequence Areas are identified Generally these are high-population-density areas difficult-to-evacuate facilities (such as hospitals or schools) and locations where people congregate (such as places and worship office buildings or fields) Clause no 32 of ASME B 318 S may be referred for detailed information regarding potential impact area

15

614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

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614 Risk Management and Risk Assessment The data assembled is used to conduct a risk assessment of the CGD network and related facilities There are a variety of risk assessment methods that can be applied based on the available data and the nature of the threats The CGD entity should tailor the method to meet the needs of the system Risk assessment helps organize data and information to help CGD entities prioritize and plan activities

In carrying out risk assessment the probability of occurrence and consequence shall be determined for every threat and the individual risk ratings shall be added to yield final risk rating under consideration

Risk rating = Probability rating X Consequence rating Probability rating ndash Probability rating may be determined by assigning appropriate scalable values for the probability of occurrence based on industry experience and companyrsquos past experience For example a probability rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied and probabilities may be characterized as weekly monthly half-yearly yearly etc The rating shall be ascending for increasing probability of occurrence Consequence rating ndash Consequence rating may be determined similarly by assigning appropriate scalable values to consequence of a threat materializing and these may be individually characterized under impact on people environment financial and business loss value and legal consequences A CGD entity may consider as many factors as applicable from amongst these or define additional factors as required

For example a consequence rating of scale 1 to 4 1 to 5 or 1 to 6 may be applied to each category (impact on people environment financial and business loss value and legal consequences) and from amongst these the highest rating may be taken as the consequence rating under consideration As an example impact on people may be characterized as minor or major injury single fatality multiple fatalities etc In the same way business loss may be characterized in terms of increasing monetary impact The rating shall be ascending for increasing impact

A risk assessment model along the above lines helps provide in improved understanding of the nature and locations of risks along a CGD network or within a facility But risk assessment methods alone should not be completely relied upon to establish risk estimates or to address or mitigate known risks Risk assessment methods should be used in conjunction with knowledgeable experienced personnel (subject matter experts and people familiar with the facilities)

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An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

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The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

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62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

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63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

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Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

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SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

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Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

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SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

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Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

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SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

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APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

16

An integral part of the risk assessment process is the incorporation of additional data elements or changes to facility data The risk ratings shall be reviewed and necessary changes made after a pre-decided interval or when changes take place or when additional data or information becomes available To ensure regular updates an effective process shall be established for major system changes and modifications which can impact risk rating of the system and this shall incorporate the risk assessment process after the changes are made

A company should carry out the following activities as part of risk assessment -

(a) Carry out Cathodic Protection system and CP adequacy survey for distribution pipelines and categorize the anomalies detected on the basis of risk levels

(b) Carry out periodic analysis to determine the level of risks to assets (as an input to asset replacement activity)

(c) Risk analysis and assessment for all reported asset-related incidents and findings (including incidental steel pipeline and MDPE exposures or excavation)

(d) Prepare maintain and update a register of known risks to assets including their risk rating

Prioritization usually involves sorting risk ratings in decreasing order For initial efforts and screening purposes risk results could be evaluated simply on a ldquohighndashmedium-lowrdquo basis or as a numerical value When segments being compared have similar risk values the failure probability and consequences shall be considered separately Factors including line availability (flow stoppage options) and system throughput requirements can also influence prioritization 615 Integrity Assessment

A plan shall be developed to address the most significant threatsrisks as per previous section and determine appropriate integrity assessment methods to assess the integrity of the CGD Network The following methods can be used for Integrity Assessment -

(a) Hydro testing before commissioning at test pressure as per T4S standards

(b) External Corrosion Direct Assessment(ECDA) (c) Cathodic protection system surveys etc

Brief description of various Integrity Assessment methods has been also provided in Schedule 5 of these regulations Selection of appropriate integrity assessment method shall be based on most significant threats to which particular segment are susceptible One or more integrity assessment method can be used depending upon the threats to particular segment of CGD Networks

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

17

The operator of a CGD networks shall develop a chart of most suited integrity assessment method and assessment interval for each threat and risk The operator shall further develop appropriate specifications and quality control plan for such assessment After establishing effectiveness of assessment the interval of assessment may be further modified subject to the requirements under Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2008 and other relevant regulations 616 Responses and Mitigation

This section covers the schedule of responses to the indications obtained by inspection repair activities that can be affected to remedy or eliminate an unsafe condition preventive actions that can be taken to reduce or eliminate a threat to the integrity of a CGD Network and establishment of the future inspection intervals Such responses may be immediately implemented scheduled over a period of time or the system may be simply monitored based on the inspection outcome Some of the mitigation actions are listed below -

(a) Actions for increasing the adequacy levels of Cathodic Protection like increasing Cathodic Protection current levels installation of additional capacity etc

(b) Replacement repair of assets based on analysis outcomes (c) Consultation with equipment suppliers for deciding course of

actions

In short the below approach may be followed for mitigation actions

The plans for critical activities shall be reviewed periodically by the company to address the resources (means) requirement and necessary changes in organizational and external factors affecting integrity management

Integrity assessment results

Mitigation actions

evaluated

Incorporate additional frequencies or include actions in subsequent Annual Maintenance Plans

Develop plans for all such critical or special activities and include in subsequent business and yearly plans including allocation of resources

Normally undertaken

Activities

Critical activities or activities

Requiring special focus

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

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APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

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APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

18

62 Performance Plan

Every CGD entity shall define suitable performance indicators which can be monitored to give a picture of the integrity levels of various aspects of the companyrsquos assets The regular monitoring of these indicators (on a periodic basis) against pre-defined targets helps to assess the effectiveness of asset performance A company can evaluate a systemrsquos integrity management programme performance within their own system and also by comparison with other systems on an industry-wide basis Such performance evaluation should consider both threat-specific and aggregate improvements Threat-specific evaluations may apply to a particular area of concern while overall measures apply to the entire CGD network under the integrity management programme Performance indicator measures may measure either or all of the below as applicable -

(a) Process measures (b) Operational measures (c) Direct integrity measures

A performance indicator may be either leading or lagging indicator Lagging measures are reactive in that they provide an indication of past integrity management programme performance Leading measures are proactive in that they provide an indication of how the plan may be expected to perform The company shall conduct periodic internal audits to validate the effectiveness of its integrity management programmes and ensure that they have been conducted in accordance with the plan A list of items is provided below in developing a company integrity management and performance evaluation programme -

1) An integrity management policy and program for all applicable elements shall be in place

2) Written integrity management plan procedures and task descriptions are up to date and readily available3) Activities are performed in accordance with the plan4) Individuals have received proper qualification and training for activities which they are to undertake

5) The integrity management program meets the requirements of this document

6) All action items or non-conformances are closed in a timely manner 7) The risk criteria used have been reviewed and documented 8) Prevention mitigation and repair criteria have been established 9) Periodic internal audits shall be used to provide an effective basis for

evaluation of the integrity management program

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

19

63 Communication Plan

The CGD entity shall develop and implement a communications plan in order to keep appropriate company personnel jurisdictional authorities and the public informed about their integrity management efforts and the results of their integrity management activities The information may be communicated as part of other required communications

64 Management of Change Plan

Formal management of change procedures shall be developed in order to identify and consider the impact of changes to CGD network systems and their integrity A management of change process includes the following -

(1) Reason for change (2) Authority for approving changes (3) Analysis of implications (4) Acquisition of required work permits (5) Documentation (6) Communication of change to affected parties (7) Time limitations (8) Staff involved (9) Planning for each situation (10) Unique circumstances if any

65 Quality Control Plan

Requirements of a quality control plan include documentation implementation and maintenance The following activities are usually required -

(1) Identify the processes (2) Determine the sequence and interaction of these processes (3) Prepare standard operation procedures and guidelines for critical processes (eg operation maintenance projects etc) (4) Provide the resources and information necessary to support the operation and monitoring of these processes (5) Monitor measure and analyze these processes (6)Implement actions necessary to achieve planned results and continued improvement of these processes

Internal audits of the CGD network integrity management system shall be performed on a regular basis The purpose of the audits is to ensure compliance with the policies and procedures as outlined in these regulations Recommendations and corrective actions taken shall be documented and incorporated into the CGD network integrity management system

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

20

Internal audits are conducted by the audit group nominated by Head of the Operations Team of the entity at least once in a year Internal audits aim to ensure that the integrity management systemrsquos framework is being followed

The following essential items will be focused for any internal and external audit of the entire integrity management system -

(a) ensure that the Baseline Plan is being updated and followed and that the baseline inspections are carried out

(b) verify qualifications of Operation and Maintenance personnel and contractors based on education qualification (Appendix III) formal training received through in-house or external program demonstrated practical skills and experience records in the relevant areas For guidance in this regard reference may be made to ASME B 31Q

(c) Ensure adequate documentation is available to support decisions made

(d) determine if annual performance measures have been achieved (e) written integrity management policy and program for all elements (f) written integrity management system procedures and task

descriptions are up to date and readily available (g) activities are performed in accordance with the integrity

management system (h) responsible individual has been assigned for each task (i) all required activities are documented (j) all action items or non-conformances are closed in a timely manner (k) the risk criteria used have been reviewed and documented (l) prevention mitigation and repair criteria have been established

met and documented

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

21

SCHEDULE 7 Approval of Integrity Management System (IMS) A CGD networks Integrity Management System is a management plan in the form of a document that explains to operatorrsquos employees customers regulatory authorities etc how the operator and its assets are managed by stating

(a) who is responsible for each aspect of the asset and its management

(b) what policies and processes are in place to achieve targets and goals related to ensuring integrity of the assets

(c) how they are planned for implementation

(d) how Integrity Management System performance is measured and

(e) how the whole system is regularly reviewed and audited

The document shall be agreed at Board level of the entity constantly and systematically reviewed and updated and all levels of management comply with its contents Necessary awareness shall also be created within and outside the company regarding benefits to the society for up keeping of the CGD Network system for all times to come

Preparation of the document shall be done in following three stages and six steps - 71 Management Approval

bull Step1 Prepared by In-house team or Consultant bull Step2 Checked by In-house team Head or Consultant head bull Step3 Provisionally approved by Head of Operation team of the entity bull Step4 Conformity of Integrity Management System document with the

Regulation by Third Party Inspection Agency (TPIA) and duly approved by CEO or Ful l time Director of the Entity

72 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board bull Step5 Acceptance by Petroleum and Natural Gas Regulatory

Board

73 Approval for Implementation

bull Step6 Approval of integrity management system document for implementation by the Board of the entity for the fi rst t ime and approval of subsequent periodic review by CEO or Ful l t ime Director of the entity

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

22

Note A certificate regarding the approval of integrity management system document duly approved as specified at clause no 71 above shall be submitted to the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board that the CGD network integrity management system is in line with the requirements of the various regulations issued by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board from time to time and has been approved by the CEO or Ful l t ime Director of the company

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

23

SCHEDULE 8 Implementation Schedule of IMS

Sr No Activities Time Schedule 1 Compliance with Petroleum and

Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas Distr ibution Networks) Regulations 2008

YESNO confirmation within 1 month from date of notification of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

2 Preparation of Integrity Management System document and approval by Head of Operation team of the entity

1 year from date of notif ication of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013

3 Conformity of Integrity Management System document with regulation by TPIA authorized by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

3 months from the approval by Head of Operation team of the entity

4 Submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board with timelines for the actions

1 month from the conformity of Integrity Management System by TPIA

5 Approval by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board for implementation by the entity

Within 3 months from submission of Integrity Management System document to Petroleum and Natural Gas

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

24

Regulatory Board 6 Submission of Compliance

Statement to Petroleum and Natural Gas Regulatory Board

Immediately after approval at Sr No 4 above

Note Steps for implementation to be followed as described in Schedule 7

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

25

SCHEDULE 9

Review of The Integrity Management System

91 Periodicity of review of Integrity Management System

Entities shall review their existing Integrity Management System every 3 years based upon the

(a) Revised Baseline data (b) Critical Inputs from various departments

92 Review of Internal and External Audit There shall be a system for ensuring compliance to the provision of the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Integrity Management System for City or Local Natural Gas Distribution Networks) Regulations 2013 by conducting following audits during operation phase -

(a) Internal Audit as per the checklist for CGD Networks provided by Petroleum and Natural Gas Regulatory Board shall be carried out by the CGD entity every year

(b) External Audit (EA) by third party approved by the Board as per the methodology specified by the Petroleum and Natural Gas Regulatory Board once every 3 years

SCHEDULE 10

Adequacy of Manpower positioned at different stage of project

Entity wi l l have to address the requirement of manpower for different stage of project namely Design construction commissioning operation and maintenance The entity which is preparing Integrity Management System should have to address the manpower requirement for its present and future operations The qualification of such manpower shall conform to Appendix III

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

26

APPENDIX I

References

Reference documents of Standard Operation and Maintenance procedures related to CGD networks Integrity may be developed for use of Operation and Maintenance personnel Some of them are mentioned below for reference

1) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Technical Standards and

Specifications including Safety Standards for City or Local Natural Gas

Distribution Networks) Regulations 2008

2) Petroleum and Natural Gas Regulatory Board (Codes of practices for

Emergency Response and Disaster Management Plan) Regulations 2010

3) ASME B318-Gas Transmission and Distribution Piping Systems

4) ASME B318S ndash Managing System Integrity of Gas Pipelines

5) ASME B31 Q- Pipeline Personnel Qualification

6) ASME B31G - Manual for Determining Remaining Strength of Corroded

Pipelines

7) API 1104- Welding of pipelines and related facilities

8) ASME Boiler and Pressure Vessel (BPV) code Section IX- Welding and

Brazing qualification

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

27

APPENDIX II

(see regulation 7)

List of Critical Activities In CGD Network

Sr No

Critical infrastructure activity processes Time period for implementation

1 Cathodic Protection adequacy survey to ensure an integrated Cathodic Protection system

6 months for baseline survey

2 Odourant smell survey at farthest point (s) from odoriser

6 months

3 GIS mapping of the network

3 years

4 Establish system for testing of Compressed Natural Gas cascade

3 months

5 Gas Loss computation based on the mass or volume balance for 3 months or other selected interval depending upon the billing cycle

6 months

6 Integrity inspection system for Galvanized Iron and copper piping forming part of tertiary network and the Last Mile Connectivity

6 months

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

28

APPENDIX III

(see regulation 6 Schedule 65 and Schedule 10)

Minimum Qualifications and experience for personnel involved in various CGD activities

1 Design Stage

(a) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in various technical standards

(b) Degree in engineering (BEB Tech or equivalent) ndash experienced in network simulation flow management

2 Construction Stage (Commissioning)

a) Steel Pipeline

i Material Quality Assurance ndash Diploma in engineering with 1 year relevant experience

ii Welder ndash certification in line with API 1104 and or Boiler and Pressure Vessel Sec IX

iii Fitter ndash ITI qualification andor 3 years relevant experience iv Rigger ndash at least 1 year relevant experience and capable to read

Hindi regional language of the area where deployed v Supervisor ndash Diploma in Mechanical Engineering vi Quality Inspector (Nondestructive Testing) ndashAmerican Society for

Nondestructive Testing Level II

b) PE Pipeline

i JointerTechnician ndash 10th standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

ii Supervisor ndash10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

c) Internal Installations

iPlumber ndash Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

iiSupervisor ndash 10+2 standard with Internal Training (Training Modules) and assessment or at least 1 year relevant experience

3 Facilities (erection commissioning and OampM stage) ndash ie City Gate

Station Odorant stations Pressure Reducing Station (PRS) Metering and Regulating Station (MRS)

i Electrical ndash ITI Electrical and certification from electrical inspector

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)

29

ii Instrumentation ndash ITI Instrumentation (technician) iii Metering ndash ITI Instrumentation electronics (technician) iv Maintenance ndash Engineer (Diploma BE) ITI mechanical

(technicians) ndash for regulator maintenance valve maintenance (trained at Vendor installations)

v Odorant handling ndash Diploma in engineering (mechanical chemical)

4 Operation and Maintenance (gas network)

i Emergency Response -- Internal Training (Training Modules) and assessment

ii Valve Maintenance ndash 1 fitter (ITI mechanical) 1 supervisor (internal trained) 2 helpers (internal trained)

iii Pipe replacement shifting etc ndash same as steel and PE construction teams

iv Fire and Safety ndash Diploma certification in fire and safety and relevant experience of 1 year

K Rajeswara Rao OSD(R)