Explicación de la megaregla de la PHMSA y cómo puede ayudarle Dairyland

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

Instalación de tuberías en la zanja y estudios de revestimiento
PHMSA ha identificado que las prácticas de construcción, incluida la instalación de tuberías en la zanja, pueden dañar el revestimiento y comprometer el control de la corrosión. La norma exige ahora que los operadores realicen evaluaciones del revestimiento para identificar cualquier daño inmediatamente después del relleno de la tubería y reparar cualquier daño encontrado. Además, se ha añadido un texto que exige que los revestimientos de las tuberías tengan la resistencia suficiente para resistir los daños durante las operaciones de instalación y relleno. El código especifica que toda instalación, reparación o sustitución de tuberías de gas natural de más de 1.000 pies de longitud deberá someterse a un estudio del revestimiento en los seis meses siguientes a la puesta en servicio de la tubería. Estas inspecciones incluyen tanto ACVG como DCVG, y cualquier indicio clasificado como grave, según NACE SP0502, debe remediarse adecuadamente.

Inspecciones de interferencias
En la subparte I de la parte 192 se han añadido requisitos específicos para supervisar y mitigar las corrientes parásitas perjudiciales de CA y CC. Ahora es necesario realizar estudios de interferencias cuando la supervisión periódica indique un aumento de la corriente parásita o se introduzcan nuevas fuentes de corriente parásita. Las fuentes de corriente parásita pueden incluir tuberías, estructuras o líneas eléctricas de corriente alterna de alta tensión (HVAC) o de corriente continua (CC) ubicadas en el mismo lugar, incluidas las derivadas de la generación adicional, un aumento de la tensión, líneas adicionales, subestaciones eléctricas nuevas o ampliadas, o nuevas tuberías u otras estructuras. Además, deberá elaborarse un plan de medidas correctoras si la corriente de interferencia es superior o igual a 100 amperios por metro cuadrado. Las medidas correctoras deberán aplicarse en un plazo de 15 meses a partir de la finalización del estudio de interferencias en el que se haya detectado la deficiencia, y los operadores deberán solicitar los permisos necesarios en un plazo de seis meses a partir de la finalización del estudio de interferencias. La norma permite completar las medidas correctoras en un plazo de seis meses a partir de la obtención de los permisos necesarios.

Corrosión externa
El control anual de los niveles de protección catódica (PC) de las tuberías incluirá ahora requisitos adicionales relacionados con las acciones específicas y el calendario de reparación cuando se observen deficiencias. Cuando se detecta una deficiencia, ahora es obligatorio realizar un estudio de intervalo cercano (CIS) cuando se identifican las causas sistémicas. El CIS debe realizarse tanto aguas arriba como aguas abajo de la lectura "baja" (es decir, no en o por encima de los niveles requeridos) y debe completarse con las fuentes de corriente interrumpidas para obtener un potencial polarizado preciso de la tubería. Además, debe completarse un CIS interrumpido después de emprender acciones correctoras para garantizar que las lecturas de potencial de la tubería son aceptables.

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:

Inspecciones a intervalos cerrados precisas
La realización de Inspecciones a Intervalo Cercano (CIS) es un método de evaluación típico para la mayoría de los operadores y ha estado vigente durante muchos años. Un CIS interrumpido tiene como objetivo obtener una medición de potencial tomada con todas las fuentes de corriente de protección catódica (CP) sincronizadas interrumpidas momentáneamente. El objetivo de esta medición es evaluar la eficacia del sistema de protección catódica determinando el potencial polarizado de la tubería (es decir, el potencial de desconexión instantánea). Sin embargo, probar definitivamente que un sistema de protección catódica está proporcionando el grado de protección contra la corrosión requerido puede ser a menudo una tarea que requiere mucho tiempo y es propensa a errores. Los valores exactos de potencial en el campo pueden ser difíciles de alcanzar, con varios factores que afectan estas medidas. Dairyland Electrical Industries ha suministrado productos de desacoplamiento de tuberías durante casi cuarenta años y recientemente ha introducido un nuevo desacoplador llamado PCRX que aborda uno de los principales problemas en la mayoría de las aplicaciones típicas.

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.

MÁS INFORMACIÓN SOBRE LA MITIGACIÓN DE LA TENSIÓN DE C.A.

 

Mejores prácticas de instalación de RMV
Dairyland tiene una larga historia de proporcionar las mejores prácticas recomendadas para mantener el aislamiento eléctrico de las Válvulas de Mitigación de Ruptura (RMV) más comúnmente conocidas como válvulas de cierre automático (ASV) o válvulas de control remoto (RCV). La aplicación de Dairyland a la que esto se aplica se conoce como "Desacoplamiento del equipo eléctrico". La guía de aplicación referenciada ofrece orientación sobre cómo mantener vías de conexión a tierra efectivas para la seguridad, manteniendo al mismo tiempo el aislamiento de CC para que su sistema CP pueda proteger eficazmente contra la corrosión.

MÁS INFORMACIÓN SOBRE DESACOPLAMIENTO DEL EQUIPO ELÉCTRICO

 

Disponibilidad de productos
Dairyland reconoce la importancia de la remediación oportuna de los problemas encontrados y las soluciones que se requieren para mantener seguros al público, los trabajadores de las tuberías y las tuberías. Estamos comprometidos a proporcionar cotizaciones y entregas de productos precisas y oportunas con el fin de mantener las tuberías en funcionamiento de forma segura. Nuestros productos robustos son construidos para ambientes extremos alrededor del mundo y son construidos para durar. Dairyland Electrical Industries es el fabricante líder mundial de productos de desacoplamiento de estado sólido utilizados para aislar las estructuras protegidas catódicamente de los sistemas de puesta a tierra u otros equipos, al tiempo que proporciona una puesta a tierra de seguridad para la corriente de falla de CA y rayos.

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!