Introducción
La Administración de Seguridad de Oleoductos y Materiales Peligrosos (PHMSA) publicó la Parte 2 de la Megaregla de Oleoductos el 24 de agosto de 2022, y las nuevas leyes entrarán en vigor el 24 de mayo de 2023 (Número de referencia del expediente PHMSA-2011-0023). Las siguientes secciones dan un poco de historia detrás de la Ley PIPES que generó la Mega Regla, y un resumen de alto nivel de las principales partes de la última entrega de la regla, conocida como Parte 2. También se incluye en este artículo un resumen de las nuevas normas de instalación de válvulas que entraron en vigor a principios de 2022.
Actualizaciones de reglas como estas pueden ser un reto ya que cada operador las aplica a su sistema. Dairyland quiere asegurarle que estamos aquí para ayudarle a tomar decisiones sobre como nuestras soluciones pueden ser aplicadas para cumplir con estas actualizaciones importantes de seguridad. Nuestro personal de apoyo técnico está listo para apoyarle en una variedad de maneras, y siempre ofrece consultas personales gratuitas para ayudar a los clientes a decidir cómo aplicar las soluciones de Dairyland a su sistema. Este artículo tiene como objetivo articular las maneras en que podemos ayudarle con productos robustos y fiables que ha llegado a esperar de nosotros en los últimos 40 años.
Historial de integridad de las tuberías
La Administración de Seguridad de Oleoductos y Materiales Peligrosos de los Estados Unidos lleva más de 20 años haciendo hincapié en la integridad de los oleoductos de transmisión. La primera gran serie de normas centradas en los oleoductos, conocida como Ley de Mejora de la Seguridad de los Oleoductos, se introdujo en 2002. La Ley de Seguridad de Oleoductos se centra en los Códigos Federales Parte 192 y Parte 195, reforzando un enfoque de gestión de riesgos para la seguridad de las tuberías de transporte de gas natural, tuberías de distribución de gas natural y tuberías de transporte de líquidos peligrosos. Esta primera oleada de actualizaciones de los códigos se promulgó a raíz de la catastrófica rotura de una tubería en Bellingham, Washington, en junio de 1999.
Después de una serie de otros fracasos significativos de tuberías a finales de la década de 2000, sobre todo el incidente de la tubería de San Bruno, CA en 2010, PHMSA publicó un Aviso Avanzado de Propuesta de Reglamentación (ANPRM) en agosto de 2011, que se convirtió en ley como la Ley de Seguridad de Tuberías en enero de 2012. Además, en abril de 2016 se publicó un Aviso de Propuesta de Normativa (NPRM), con normas conocidas colectivamente como la Ley de Protección de Nuestra Infraestructura de Oleoductos para Mejorar la Seguridad (PIPES), que se convirtió en ley en junio de 2016. También se promulgó otra Ley PIPES en diciembre de 2020. Los resultados de las Leyes PIPES de 2016 y 2020 fueron una separación planificada de las actualizaciones propuestas en tres normas separadas, también conocidas como Megareglas.
Megaregla - Parte 1 - Publicada en octubre de 2019
Esta norma se centraba principalmente en la reconfirmación de la presión operativa máxima admisible (MAOP) de los gasoductos de transporte de gas natural no comprobados anteriormente y de los gasoductos que carecían de determinados registros materiales u operativos. Además, exigía evaluaciones periódicas de los gasoductos no situados en zonas de altas consecuencias (HCA), así como otras disposiciones conexas.
Megaregla - Parte 3 - Publicada en noviembre de 2021
Se crearon normas adicionales para garantizar la integridad de los gasoductos terrestres de recogida de gas que tienen grandes diámetros y altas presiones de funcionamiento. Se calcula que en la actualidad se informa y se gestionan 425.000 millas de gasoductos terrestres de recogida a través de la gestión de la integridad de los gasoductos de transporte.
Megaregla - Parte 2 - Publicada en agosto de 2022
La norma final de la Ley PIPES se publicó el 24 de agosto de 2022, y el grueso de los requisitos entrará en vigor el 24 de mayo de 2023. Esta culminación de la Ley PIPES generó la siguiente declaración del administrador adjunto de la PHMSA, Tristan Brown: "El incidente de PG&E de 2010 en San Bruno fue una tragedia que nunca debemos olvidar. Esta norma ayudará a prevenir futuros incidentes garantizando que los operadores identifiquen y reparen las amenazas de forma más rápida y exhaustiva, mejorando la seguridad y mitigando los impactos climáticos."
Esta importante actualización de la normativa ha tardado más de seis años en materializarse, tras numerosas conversaciones con un grupo diverso de partes interesadas, entre las que se incluyen comisiones federales y estatales, operadores de gasoductos, grupos de ciudadanos y grupos comerciales del sector. Esta última actualización de la Megaregla se centra en los gasoductos terrestres de transporte de gas natural y tiene los siguientes componentes principales:
Gestión del cambio
La PHMSA determinó que los requisitos de Gestión del Cambio (MOC) existentes y las prácticas del sector no eran suficientes e introdujo cambios para alinear los requisitos con los de las normas MOC existentes en la norma ASME/ANSI B31.8S titulada "Gestión de la integridad del sistema de gasoductos". En concreto, como se indica en la sección 11 de la norma, el proceso de MOC debe abordar los cambios técnicos, de diseño, físicos, medioambientales, de procedimiento, operativos, de mantenimiento y organizativos de la tubería o los procesos, ya sean permanentes o temporales.
Control de la corrosión
Installation of Pipe in the Ditch and Coating Surveys
PHMSA has identified that construction practices, including the installation of pipe into the ditch, can result in damaged coating that can compromise corrosion control. The rule now requires that operators perform coating assessments to identify any damage promptly after pipe backfilling and to remediate any damage found. In addition, language has been added to require that pipe coatings have sufficient strength to resist damage during installation and backfill operations. The code specifies that any installation, repair, or replacement of natural gas pipelines greater than 1,000 feet in length will need a coating survey to be performed within six months after putting the pipeline into service. These surveys include both ACVG and DCVG, and any indications that are classified as severe, according to NACE SP0502, must be remediated appropriately.
Interference Surveys
Specific requirements to monitor and mitigate detrimental AC & DC interference currents have been added to subpart I of Part 192. Interference surveys are now required when periodic monitoring indicates an increase in stray current, or new stray current sources are introduced. Sources of stray current can include co-located pipelines, structures, or high voltage alternating current (HVAC) or DC power lines, including from additional generation, a voltage up-rating, additional lines, new or enlarged power substations, or new pipelines or other structures. Additionally, a remedial action plan is to be developed if the interference current is greater than or equal to 100 amps per meter squared. Identified remedial actions are to be completed within 15 months after completing the interference survey where the deficiency was identified and operators must apply for any necessary permits within six months of completing the interference survey. The rule gives allowance to complete remedial actions within six months of obtaining the necessary permits.
External Corrosion
The annual monitoring of pipeline cathodic protection (CP) levels will now include additional requirements related to specific actions and timing of remediation when deficiencies are noted. When a deficiency is identified, it is now a requirement for a close-interval-survey (CIS) to be completed when systemic causes are identified. The CIS needs to be completed both upstream and downstream of the “down” reading (i.e. not at or above required levels) and it needs to be completed with the current sources interrupted in order to obtain an accurate polarized potential of the pipeline. In addition, an interrupted CIS is to be completed after remedial actions are undertaken to ensure the pipeline potential readings are acceptable.
La subsanación de cualquier deficiencia de PC confirmada debe completarse con prontitud, pero no más tarde de la primera de las siguientes: antes del siguiente intervalo de inspección o prueba requerido; en el plazo de un año, sin superar los 15 meses desde la inspección o prueba que identificó la deficiencia; o tan pronto como sea factible, sin superar los seis meses, tras la obtención de los permisos necesarios.
Corrosión interna
Los operadores de transporte de gas terrestre que transportan gas con componentes corrosivos deben evaluar la eficacia de sus sistemas internos de control y mitigación de la corrosión al menos una vez al año, sin superar los 15 meses. Además, estos mismos operadores de transporte de gas en tierra deben revisar su programa interno de control y mitigación de la corrosión anualmente, en un plazo no superior a 15 meses, y realizar los ajustes necesarios para mitigar los componentes nocivos.
Inspecciones tras fenómenos meteorológicos extremos
Las condiciones meteorológicas extremas han contribuido a varias roturas de tuberías, sobre todo por inundaciones, socavación de ríos, desplazamiento de cauces, movimientos de tierra y huracanes. La frecuencia y las graves consecuencias de estos sucesos han aumentado la importancia de inspeccionar las tuberías potencialmente afectadas. La PHMSA ha modificado el código para exigir a los operadores que inspeccionen las instalaciones potencialmente afectadas en las 72 horas siguientes al suceso y cuando se pueda acceder a la zona con seguridad. Las condiciones adversas deben remediarse adecuadamente.
Criterios de reparación para HCA y no HCA
PHMSA ha actualizado los criterios de reparación para ofrecer mayores garantías de que los operadores repararán las anomalías y defectos antes de que alcancen un tamaño tal que provoquen una fuga o una rotura. Además, los criterios de reparación son ahora coherentes entre las ubicaciones HCA y no HCA, con este último proporcionando plazos más largos para la remediación de las condiciones que no están categorizadas como "inmediatas". Esto permite a los operadores dar prioridad a las condiciones anómalas en los HCA, donde las consecuencias de un fallo de la tubería pueden ser mayores.
Norma de separación de válvulas - Publicada en abril de 2022
Esta norma aplica requisitos actualizados de separación entre válvulas y normas mínimas de detección de roturas basadas en las recomendaciones de la NTSB a la PHMSA tras los incidentes ocurridos en 2010 en San Bruno (California) y Marshall (Michigan). La norma se aplica a los gasoductos de transporte terrestre de gas, de recogida de gas de tipo A y de líquidos peligrosos de nueva construcción y "totalmente sustituidos" con diámetros de seis pulgadas o superiores.
La norma introdujo actualizaciones tanto en el CFR 192 como en el 195, y puede resumirse del siguiente modo:
- "Sustitución total" es una nueva definición para gasoductos y oleoductos de líquidos en los que se sustituyen dos o más millas de tubería, en total, dentro de un segmento contiguo de cinco millas, en un periodo de 24 meses.
- "Válvula de mitigación de la ruptura" (RMV) es una nueva definición para una válvula de cierre automático (ASV) o una válvula de control remoto (RCV) que un operador de tuberías utiliza para minimizar el volumen de gas liberado de la tubería y mitigar las consecuencias de una ruptura.
- La norma crea nuevas distancias mínimas entre válvulas y define otros lugares en los que será necesaria la instalación de válvulas (como los cambios de ubicación de clase) y define plazos para la instalación de la RMV.
- La norma también aborda:
- Establece normas de seguridad para la identificación de roturas, el aislamiento de segmentos de tuberías y otras medidas paliativas.
- Responder a una ruptura identificada cerrando las RMV no más de 30 minutos después de la identificación de la ruptura.
- Realización de revisiones posteriores a cualquier incidente/accidente u otro fallo que implique el cierre de RMV
- Realizar el mantenimiento de los RMV
- Medidas correctoras para la reparación o sustitución de los RMV inoperativos, incluido un RMV que no pueda mantener el cierre
- Actualizar los planes de emergencia para reflejar los nuevos requisitos de notificación al 9-1-1 para las tuberías cubiertas.
Cómo puede ayudar Dairyland
Nuestra cultura basada en valores y nuestro compromiso a la mejora continua significa que Dairyland está posicionado para entregar la calidad excepcional de producto y servicio que nuestros clientes alrededor del mundo esperan. Esto nos permite ofrecer una variedad de soluciones para ayudarle a cumplir con los requisitos de la Mega Regla PHMSA:
Accurate Close Interval Surveys
Conducting Close Interval Surveys (CIS) is a typical assessment method for most operators and has been in place for many years. An interrupted CIS aims to obtain a potential measurement taken with all cathodic protection (CP) current sources synchronously interrupted momentarily. The purpose of such a measurement is to evaluate the effectiveness of the CP system by determining the polarized potential of the pipeline (i.e. instant off potential). However, definitively proving that a cathodic protection system is providing the degree of corrosion protection required can often be a time-consuming and error prone endeavor. Accurate potential values in the field can be elusive, with several factors affecting these measurements. Dairyland Electrical Industries has provided pipeline decoupling products for almost forty years and has recently introduced a new decoupler called the PCRX which addresses one of the primary issues in most typical applications.
El PCRX ofrece las funciones típicas de los desacopladores con la ventaja adicional de camuflarse electrónicamente de los sondeos interrumpidos, incluidos los sondeos a intervalos cortos (CIS), evitando que el dispositivo contribuya a errores en las lecturas de potencial. Las pruebas de campo han demostrado que los sondeos interrumpidos a veces pueden verse afectados por combinaciones de factores como los revestimientos de las tuberías, la resistividad del suelo y la capacitancia de los desacopladores tradicionales, lo que da lugar a valores de desconexión instantánea excesivamente electro-negativos. En la mayoría de los casos, el PCRX resuelve completamente este problema. El PCRX se camufla para superar los efectos capacitivos garantizando mediciones de potencial precisas y puntuales. Lo hace sin sacrificar la sobretensión robusta, la mitigación de CA, el aislamiento CP y la conexión a tierra de seguridad de los productos de desacoplamiento estándar de Dairyland.
MÁS INFORMACIÓN SOBRE LA PCRX
Mitigación de interferencias
Cuando una tubería comparte el derecho de paso con líneas eléctricas de alta tensión, el campo electromagnético de las líneas eléctricas puede inducir una tensión no deseada en la tubería. Esta tensión alterna constante es un riesgo para la seguridad del personal y puede contribuir a problemas de corrosión. Los desacopladores de Dairyland, como el SSD, PCR y PCRX, proporcionan una trayectoria eficaz de puesta a tierra que mitiga la CA inducida, mientras que simultáneamente mantienen el aislamiento de la CC. Esto es posible debido a la naturaleza de un desacoplador de Dairyland que proporciona una resistencia baja a CA y una resistencia alta a CC simultáneamente. Como resultado, los sistemas CP seguirán funcionando eficientemente, y la tubería y el personal estarán a salvo de interferencias de CA no deseadas.
RMV Installation Best Practices
Dairyland has a long history of providing recommended best practices for maintaining electrical isolation of Rupture-Mitigation Valves (RMV) more commonly known as automatic shut-off valves (ASV) or remote-control valves (RCV). The Dairyland application that this applies to is known as “Decoupling Electrical Equipment.” The referenced application guide gives guidance on how to maintain effective grounding paths for safety, while also maintaining DC isolation so that your CP system can effectively protect against corrosion.
Product Availability
Dairyland recognizes the importance of timely remediation of issues found and the solutions that are required to keep the public, pipeline workers and pipelines safe. We are committed to providing accurate and timely product quotes and deliveries in order to keep pipelines safely operating. Our rugged products are built for extreme environments around the world and are built to last. Dairyland Electrical Industries is the world’s leading manufacturer of solid-state decoupling products used to isolate cathodically protected structures from grounding systems or other equipment, while simultaneously providing safety grounding for AC fault current and lightning.
En Dairyland, no se trata sólo de vender grandes productos. Nos enorgullecemos de ser un recurso fiable para la orientación técnica completa sobre aplicaciones relacionadas con el aislamiento, la conexión a tierra, la protección contra sobretensiones y cuestiones relacionadas. Nos aseguraremos de que sus preguntas sean investigadas a fondo, que usted entienda las respuestas y que sepa cómo proceder... incluso si al final no necesita nuestros productos.
No dude en ponerse en contacto con nosotros para hacernos preguntas o consultar sus necesidades: ¡estamos aquí para ayudarle!
