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Registro Federal / Vol. 79, No. 181 / Jueves 18 de septiembre de 2014 / Avisos
Fecha: 9 de septiembre de 2014.
Julie P. Agarwal,
Secretaria, Administración Marítima.
[FR doc. 2014­22284 Presentado el 17­9­14; 8:45]
CÓDIGO DE FACTURACIÓN 4910–81–P
DEPARTAMENTO DE TRANSPORTE
Administración de Seguridad de Tuberías y
en el condado de Faulkner, Arkansas. El flujo
de la tubería se invirtió en 2006. Debido a estos
accidentes recientes y otra información de la que
PHMSA se ha enterado como resultado de la gran
cantidad de reversiones de flujo recientes o
propuestas, cambios de productos y conversión
a proyectos de servicio, PHMSA está alertando
a los operadores sobre el impacto potencial
significativo que estos cambios pueden tener en
la integridad de una tubería.
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con respecto al cumplimiento de las regulaciones
existentes y también contiene
recomendaciones que los operadores deben considerar
antes de implementar estos cambios. El documento
aborda las inversiones de flujo, los cambios de
producto y la conversión a servicio de
forma individual. El documento se encuentra en: http://
phmsa.dot.gov/staticfiles/PHMSA/
DownloadableFiles/Pipeline/Regulations/
GORRPCCS.pdf .
Materiales Peligrosos [Docket
No. PHMSA–2014–0040]
Seguridad de oleoductos: orientación para oleoductos
Inversiones de flujo, cambios de producto y
Conversión a Servicio
AGENCIA: Administración de Seguridad de
Tuberías y Materiales Peligrosos (PHMSA),
DOT.
ACCIÓN: Aviso; emisión de boletín informativo
RESUMEN: PHMSA emite este boletín
informativo para alertar a los operadores de ductos
de transmisión de líquidos y gases peligrosos sobre
el potencial impacto significativo que las
reversiones de flujo, los cambios de productos y la
conversión al servicio pueden tener en la integridad
de un ducto. Se han producido fallas en la
transmisión de gas natural y tuberías de líquidos
peligrosos después de estos cambios operativos.
Este boletín de asesoramiento describe los requisitos
de notificación específicos y las acciones generales
de operación y mantenimiento (O&M) y gestión de la
integridad con respecto a las inversiones de
flujo, los cambios de productos y la conversión
al servicio. Este boletín de asesoramiento
también recomienda acciones adicionales que
los operadores deben tomar cuando se realizan
estos cambios operativos, incluida la presentación
de un plan completo por escrito a la oficina
regional correspondiente de PHMSA con
respecto a estos cambios antes de la
implementación.
PARA MÁS INFORMACIÓN CONTACTE: Julie Halliday
por teléfono al 202–366–0287 o por correo electrónico
a julie.halliday@dot.gov.
Puede encontrar información sobre PHMSA en
http://www.phmsa.dot.gov.
INFORMACIÓN SUPLEMENTARIA:
I. Antecedentes
Ocurrieron dos fallas recientes en tuberías de
líquidos peligrosos donde se había invertido el flujo. La
ruptura del oleoducto Tesoro High Plains se
descubrió el 29 de septiembre de 2013, luego
de filtrar aproximadamente 20,000 barriles de petróleo
crudo en un campo de Dakota del Norte. La
ubicación del equipo de monitoreo de presión y
flujo no se había cambiado para tener
en cuenta el flujo inverso. El oleoducto Pegasus
falló el 29 de marzo de 2013, liberando alrededor
de 5.000 barriles de petróleo crudo en un
vecindario.
En respuesta a los cambios en la oferta de
y la demanda de varios productos
transportados por tuberías de gas y líquidos peligrosos,
los operadores pueden considerar realizar
cambios operativos en sus tuberías, incluida la
reversión del flujo, cambio de producto (p. ej.,
petróleo crudo a producto refinado) y/o conversión a
servicio (p. ej., conversión de gas natural al petróleo
crudo) (49 CFR 192.14 y 195.5). Las inversiones de
flujo, los cambios de productos y las conversiones
al servicio pueden afectar varios aspectos
de la operación, el mantenimiento, el control, la
gestión de la integridad y la respuesta
ante emergencias de una tubería. El gradiente de
presión, la velocidad y la ubicación, magnitud y
frecuencia de los picos y ciclos de presión pueden
cambiar. Los operadores también pueden
considerar aumentar la capacidad de producción de
la tubería. El aumento del rendimiento
también puede afectar el perfil de presión y los
transitorios de presión.
Requisitos de notificación y consideración
Los operadores de oleoductos deben notificar
a PHMSA cuando el costo de realizar estos cambios
supere los $10 millones según §§ 191.22(c) y
195.64(c). Si bien no es común, los permisos
especiales preexistentes o las exenciones estatales
pueden requerir que el operador se comunique con
PHMSA antes de cambios operativos significativos,
como inversión de flujo, cambios de producto
o conversión al servicio. Los operadores deben
comunicarse con PHMSA con respecto a los
cambios en las tuberías con un permiso especial,
independientemente del idioma específico que lo
requiera.
Según § 192.909, los operadores de
tuberías de transmisión de gas deben notificar
a PHMSA si estos cambios afectarán
sustancialmente su programa de gestión de
integridad, su implementación o
modificarán el cronograma para llevar a cabo los
elementos del programa.
Según § 194.121, los operadores de oleoductos
terrestres deben presentar un plan de respuesta
modificado dentro de los 30 días posteriores a la
realización de un cambio en las condiciones de
operación que afecte sustancialmente su implementación.
Los operadores deberán reflejar los cambios debido
a la conversión al servicio y los cambios de
Los cambios en el producto pueden justificar una
revisión de la compatibilidad del
material y la susceptibilidad a la corrosión. Los
sistemas de detección y monitoreo de fugas
pueden verse afectados. Es posible que se requieran
adiciones, remociones o modificaciones
significativas de estaciones de bombeo, estaciones
productos en el Informe anual posterior (requerido por
de compresión, patios de tanques e
§§ 191.17
instalaciones de lanzamiento/recepción de inspección en línea
(ILI). y 195.49) y las presentaciones del
Sistema nacional de mapeo de tuberías (requerido
Es posible que sea necesario modificar accesorios
por la Ley de mejora de la seguridad de tuberías
como medidores de flujo, filtros, separadores de
de 2002). No se requieren presentaciones
líquidos, dispositivos de control de corrosión,
provisionales de NPMS que reflejen los
dispositivos de detección de fugas, válvulas de control
y válvulas de seccionamiento.
II. Boletín de asesoramiento (ADB–2014–04)
Para: Propietarios y Operadores de Sistemas de
Oleoductos Terrestres.
Asunto: Orientación para el flujo de tuberías
Reversiones, Cambios de Producto y
Conversión al Servicio.
Aviso: Este boletín de aviso
describe los requisitos de notificación
específicos y los requisitos generales de O&M y
gestión de la integridad, así como las acciones
adicionales que los operadores deben considerar
tomar antes, durante y después de las inversiones
de flujo, los cambios de productos y la
conversión al servicio.
PHMSA remite a los operadores a la guía
detallada publicada en el documento, Orientación
para operadores sobre reversiones de flujo, cambios
de productos y conversión al servicio, que
brinda a los operadores las expectativas de PHMSA.
cambios; los operadores deben esperar hasta su
próxima presentación de NPMS programada. Se
recomienda encarecidamente a los operadores que
presenten un plan completo por escrito a la
oficina regional de PHMSA correspondiente
antes de realizar inversiones de flujo, cambios
de productos y conversiones al servicio.
Gestión de O&M e Integridad
Requisitos y Consideraciones
Requisitos para abordar O&M y
Los problemas de integridad inherentes a las
inversiones de flujo, los cambios de
productos y las conversiones a servicios están
integrados en muchas partes del código. Si bien la
revisión de los aspectos del plan de gestión de
integridad y O&M se lleva a cabo durante las
actividades regulares de cumplimiento y verificación,
estos asuntos pueden revisarse en la medida en
que el aumento incremental en
VerDate 11 de septiembre de 2014 17:27 17 de septiembre de 2014 Jkt 232001 PO 00000 Frm 00073 Fmt 4703 Sfmt 4703 E:\FR\FM\18SEN1.SGM 18SEN1
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en
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con
AVISOS
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Registro Federal / Vol. 79, No. 181 / Jueves 18 de septiembre de 2014 / Avisos
riesgo como resultado de estos cambios puede ser
195.5(a)(4) respectivamente. Esto incluye el requisito
de realizar una nueva prueba de presión. El
relevante. Los operadores deben estar preparados
para demostrar cómo abordaron los impactos en
procedimiento para realizar la prueba de presión deberá
estar incluido en el procedimiento escrito requerido
la operación y mantenimiento, los planes de
en las secs. 192.14(a) y 195.5(a). Los
emergencia, la gestión de la sala de control, la
operadores deben considerar realizar ILI y presión
capacitación de calificación del operador, la
hidrostática con una prueba de punta antes de
capacitación de respuesta a emergencias, la
implementar cualquiera de estos cambios,
conciencia pública, la respuesta a derrames, los
especialmente si los registros históricos tienen
mapas y registros, y los programas y planes de
indicaciones de fallas previas en servicio o prueba de
gestión de integridad para las instalaciones de tuberías afectadas.
presión hidrostática, corrosión de costura selectiva,
La gestión de la integridad requiere que los operadores
agrietamiento por corrosión bajo tensión, otras
anticipen de forma proactiva los peligros,
amenazas de agrietamiento u otros
evalúen los riesgos e identifiquen acciones preventivas
y mitigadoras para gestionar los cambios
operativos que tienen el potencial de aumentar
el riesgo de falla o el aumento de las posibles
consecuencias de una falla. La
inversión de flujo, el cambio de producto o la conversión
a servicio cumplen con estos criterios. Los operadores
deben documentar el motivo y los cambios
resultantes en su programa de gestión de integridad
antes de la implementación. La operación segura de
una tubería existente para su uso bajo estas
condiciones operativas propuestas depende de la
integridad de la tubería. Las instalaciones
construidas bajo versiones anteriores del código pueden
necesitar una evaluación adicional para determinar
si siguen siendo seguras para operar bajo estas
condiciones modificadas. Las evaluaciones de
integridad se realizan de acuerdo con la versión
más reciente del código.
Los operadores deben revisar la integridad pasada
evaluaciones, herramientas de evaluación e
inspecciones. Como resultado de estos
cambios, la ubicación de ciertas amenazas puede
cambiar. Es posible que las evaluaciones anteriores
no hayan evaluado la integridad de la tubería en el
lugar donde estará la amenaza después de que se
hayan implementado estos cambios operativos. La
reevaluación puede estar en orden. Los operadores
deben incorporar los hallazgos aplicables del
programa de investigación y desarrollo de PHMSA
en su programa de gestión de integridad. Para
tuberías soldadas con resistencia eléctrica de baja
frecuencia (LF­ERW), los operadores deben
revisar el Proyecto n.° 390, Estudio integral
para comprender las fallas de costura longitudinal
ERW. Estos informes revisan los hallazgos de
problemas de grietas en la costura de muchas fallas,
tales como: Pruebas de presión, precisiones
de modelos predictivos para el tipo de grieta y el modo
de fractura, ILI y hallazgos de herramientas de
evaluación en la zanja. Los informes se encuentran
en el sitio web de PHMSA http://primis.phmsa.dot.gov/
matrix/PrjHome.rdm?prj=390.
La conversión al servicio permite que
las tuberías de acero usadas anteriormente
califiquen para su uso sin cumplir con los
requisitos de diseño y construcción aplicables a las
tuberías nuevas, pero las reglamentaciones
exigen que la tubería se pruebe de acuerdo con
192 subparte J o 195 subparte E según §§ 192.14(a)
( 4) y
problemas sistémicos. preocupaciones. Se
sugiere una prueba de pico de 30 minutos de
duración al 100 por ciento al 110 por ciento de la
resistencia a la fluencia mínima especificada
o entre 1,39 y 1,5 veces la presión operativa
máxima permitida para gas y la presión
operativa máxima para líquidos peligrosos, ya que es
el mejor método para evaluar las amenazas de
agrietamiento. en este momento.
La integridad depende de registros precisos
para tomar decisiones adecuadas. Los operadores
deben validar los registros de pruebas de materiales
y resistencia para todos los segmentos de tubería
afectados, como se recuerda en un boletín
informativo (ADB 12­06) publicado el 7 de mayo de
2012; 77 FR 26822 titulada: Seguridad de tuberías:
Verificación de registros. Si al operador le faltan
registros, debe crear e implementar un plan para
obtener documentación material. si es mecanico
de fracaso La evaluación de la integridad
también debe incluir una revisión de la idoneidad
del número, la ubicación y el tiempo de cierre de las
válvulas existentes y su capacidad de detección de
fugas. Los operadores deben mejorar su comunicación
con las partes interesadas afectadas con respecto
a los cambios con mensajes complementarios según
API RP 1162 (incorporado por referencia
§§ 192.7 y 195.3). La comunicación de concientización
pública debe comenzar en la etapa de planificación de
proyectos, continuar en la fase de operaciones,
proporcionar información específica del proyecto y
responder a las inquietudes de las personas
potencialmente afectadas. Los operadores
deben utilizar la información de la Guía para operadores
sobre inversiones de flujo, cambios de producto y
conversión a servicio y desarrollar un plan
completo por escrito al realizar inversiones de
flujo, cambios de producto y conversiones a
servicio. Se recomienda encarecidamente a los
operadores que presenten su plan a la oficina
regional de PHMSA correspondiente.
Autoridad: 49 USC Capítulo 601 y 49 CFR 1.53.
Emitido en Washington, DC, el 12 de septiembre de
2014.
Alan K. Mayberry,
Administrador Asociado Adjunto de Políticas y Programas.
[FR doc. 2014–22201 Presentado el 17–9–14; 8:45]
y/o propiedades químicas (informes de pruebas
del molino), el plan debe requerir pruebas
destructivas para confirmar las propiedades del
material de la tubería. Ciertos oleoductos de alto
riesgo merecen un mayor nivel de diligencia debida.
Si bien una nueva prueba de presión
hidrostática con una prueba de punta es una parte
importante para confirmar la integridad de una
tubería, puede que no sea recomendable realizar
inversiones de flujo, cambios de producto o
conversión a servicio en las siguientes
condiciones: • Tuberías protegidas que operan sin
una Prueba de presión de la Subparte J
de la Parte 192 o cuando no se disponga de
suficientes registros históricos de prueba o
de resistencia del material. • Tubería LF–ERW,
soldadura traslapada, tipos de
costura desconocidos y con factores de
costura menores a 1.0 como se define en §§
192.113 y 195.106. • Tuberías que han tenido
un historial de fallas y fugas,
especialmente aquellas debidas a agrietamiento por
corrosión bajo tensión, corrosión interna/externa,
corrosión de costura selectiva o defectos de
fabricación. • Tuberías que operan por encima de
los factores de diseño de la Parte 192 (por
encima
del 72% SMYS). • Cambio de producto de
productos sin refinar a líquidos altamente volátiles.
CÓDIGO DE FACTURACIÓN 4910–60–P
DEPARTAMENTO DE TRANSPORTE
Tubería y Materiales Peligrosos
Administración de seguridad
[Número de expediente PHMSA–2014–0124]
Seguridad de Oleoductos: Reunión de los
Normas Técnicas de Seguridad de Ductos
Comité y el Técnico
Seguridad de tuberías de líquidos peligrosos
Comité de Normas
AGENCIA: Administración de Seguridad de
Tuberías y Materiales Peligrosos (PHMSA),
DOT.
ACCIÓN: Aviso de reunión del comité asesor.
RESUMEN: Este aviso anuncia una reunión
pública del Comité Asesor de Tuberías de Gas
(GPAC), también conocido como Comité de
Normas Técnicas de Seguridad de Tuberías, y el
Comité Asesor de Tuberías de Líquidos (LPAC),
también conocido como Comité de Normas Técnicas
de Seguridad de Tuberías de Líquidos Peligrosos. Los
comités se reunirán en sesión conjunta para
discutir una variedad de temas para mantener a los
miembros del comité actualizados sobre el programa
Las válvulas de seccionamiento y los
de seguridad de tuberías del DOT.
sistemas de detección de fugas son componentes
importantes de las instalaciones para reducir las consecuencias
VerDate 11 de septiembre de 2014 17:27 17 de septiembre de 2014 Jkt 232001 PO 00000 Frm 00074 Fmt 4703 Sfmt 4703 E:\FR\FM\18SEN1.SGM 18SEN1
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