Sistema de detección de fugas mediante técnicas de aprendizaje automático
(a) Aplicabilidad: Esta sección se aplica a los segmentos de tuberías de transmisión de acero en tierra con una presión operativa máxima admisible mayor o igual al 30% del límite elástico mínimo especificado y están ubicados en:
(1) Evaluación inicial. Un operador debe realizar evaluaciones iniciales de acuerdo con esta sección sobre la base de un programa de priorización basado en el riesgo y completar la evaluación inicial para todos los segmentos de tuberías aplicables a más tardar el 3 de julio de 2034, o tan pronto como sea posible, pero no más de 10 años después de que el segmento de tubería cumpla por primera vez las condiciones de § 192.710(a) (por ejemplo, debido a un cambio en la ubicación de clase o el área se convierte en un área de consecuencias moderadas), lo que ocurra más tarde.
(2) Reevaluación periódica. Un operador debe realizar reevaluaciones periódicas al menos una vez cada 10 años, con intervalos no superiores a 126 meses, o un intervalo de reevaluación más corto basado en el tipo de anomalía, condiciones operativas, materiales y ambientales encontradas en el segmento de tubería, o según sea necesario para garantizar la seguridad pública.
Análisis de series temporales y detección de cambios en Google Earth
Todos los puntos de control del diagnóstico de gas se refieren a la instalación interior de gas tal y como se define en elArtículo 2 de la Orden de 2 de agosto de 1977 sobre normas técnicas y de seguridad aplicables a las instalaciones de gases combustibles e hidrocarburos licuados ubicadas en el interior de edificios de viviendas o sus dependencias.
En su informe final y de conformidad con laOrden de 6 de abril de 2007En caso de problema, nuestro diagnosticador certificado deberá informar de las anomalías encontradas durante el examen de los distintos puntos de control:
El propietario no está obligado a realizar ningún trabajo, el objetivo del diagnóstico de gas es hacer un inventario de las instalaciones, y las anomalías encontradas no pueden ser consideradas como vicios ocultos por el nuevo comprador.
En caso de que se observen anomalías o disfunciones en el estado de la instalación de gas, la ley obliga al vendedor a ponerla en conformidad. Estas obras pueden ser realizadas bien por el vendedor, que las hará realizar a sus expensas antes de la venta, bien por el comprador, que las hará realizar a sus expensas.
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Pig separador. Pig utilitario que forma un sello móvil en una tubería para separar líquidos de medios gaseosos o para separar dos productos diferentes que se transportan en la tubería. Las configuraciones más comunes de los pigs de dosificación son los pigs de copa y los pigs de esfera.
Protección catódica. Técnica para proteger las tuberías de acero contra las diversas formas de corrosión a las que son susceptibles. La mayoría de las tuberías están revestidas externamente para ofrecer protección contra las cualidades corrosivas naturales del suelo en el que están enterradas. La mayoría también tienen algún tipo de protección catódica para evitar la corrosión, ya sea mediante ánodos de sacrificio o ánodos de corriente impresa. La normativa sobre protección catódica se encuentra en 49 CFR 192.463 para gasoductos y en 49 CFR 195.563 para tuberías de líquidos peligrosos.
Caracterización. El proceso de cuantificar el tamaño, la forma, la orientación y la ubicación de una anomalía, defecto o defecto crítico después de que se haya detectado. Hay muchos grados en los que la caracterización puede tener éxito. Por ejemplo, un tipo de caracterización de un defecto de daño mecánico puede consistir en determinar si el defecto contiene una región trabajada en frío (grave) o no (menos grave).
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(a) Aplicabilidad. Siempre que lo requiera esta parte, los operadores de tuberías de transmisión de acero en tierra deben analizar las anomalías o defectos para determinar la presión de falla prevista en la ubicación de la anomalía o defecto, y la vida útil restante del segmento de tubería en la ubicación de la anomalía o defecto, de acuerdo con esta sección.
(b) Pérdida de metal por corrosión. Al analizar la pérdida de metal por corrosión según esta sección, el operador debe utilizar un método adecuado de cálculo de la resistencia remanente, incluido ASME/ANSI B31G (incorporado por referencia, véase § 192.7); R-STRENG (incorporado por referencia, véase § 192.7); o un método equivalente alternativo de cálculo de la resistencia remanente que proporcione un resultado igualmente conservador.
(1) Modelos de análisis de grietas. Al analizar grietas y defectos similares a grietas según esta sección, el operador debe determinar la presión de fallo prevista, la presión de tensión de fallo y el crecimiento de la grieta utilizando un modelo de mecánica de fractura técnicamente probado y adecuado al modo de fallo (dúctil, frágil o ambos), a las propiedades del material (propiedades de la tubería y de la soldadura) y a la condición límite utilizada (prueba de presión, ILI u otra).