PHMSAs vorgeschlagene neue Anforderungen für die Erkennung und Reparatur von Methanlecks

Am 5. Mai 2023 veröffentlichte die Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (PHMSA) des Verkehrsministeriums eine Bekanntmachung mit dem Titel „Pipeline Safety: Gas Pipeline Leak Detection and Repair“ (NPRM) über regulatorische Änderungen der bundesstaatlichen Sicherheitsanforderungen der PHMSA für Pipeline-Anlagen gemäß 49 CFR Part 192 und Anlagen für Flüssigerdgas (LNG) gemäß 49 CFR Part 193. Das NPRM ist eine Reaktion auf überparteiliche Kongressmandate im Protecting our Infrastructure of Pipelines and Enhancing Safety Act von 2020 (PIPES Act)1 und im Biden -Aktionsplan zur Reduzierung der Methanemissionen der US-Regierung der Harris Administration.2

Mit Kommentaren zum NPRM, die am 16. August 2023 fällig sind, finden Sie unten einen Überblick über die Auswirkungen, die das NPRM auf Eigentümer und Betreiber von LNG-Anlagen haben würde.

Das NPRM übernimmt im Allgemeinen die Anforderungen der Abschnitte 113 und 114 des PIPES Act und schlägt umfassende Änderungen der PHMSA-Vorschriften in 49 CFR Parts 191-193 vor. Diese Änderungen verbessern die Erkennung von Methanemissionen und reduzieren die Methanemissionen durch strengere Anforderungen an die Verhinderung, Erkennung und Reparatur von Methanlecks sowie bewährte Verfahren. Das weitreichende NPRM würde sich auf neue und bestehende Gastransportpipelines, Verteilungspipelines, Gassammelpipelines, unterirdische Erdgasspeicheranlagen und LNG-Anlagen auswirken. Auf hoher Ebene würden das NPRM der PHMSA und die entsprechenden vorgeschlagenen Verordnungen:

PHMSA gibt an, dass diese neuen Vorschläge die öffentliche Sicherheit verbessern, Umweltgerechtigkeit fördern und die Klimakrise angehen werden, indem sie sowohl „flüchtige Emissionen“ (unbeabsichtigte Emissionen aufgrund von Lecks und Geräteausfällen, auch bekannt als „unbeabsichtigte Emissionen“) als auch „abgelassene Emissionen“ reduzieren. (Emissionen aufgrund von Abschlämmungen, Konstruktionsmerkmalen der Ausrüstung und anderen absichtlichen Freisetzungen, auch bekannt als „absichtliche Auslassungen“) aus über 2,7 Millionen Meilen Gastransport-, Verteilungs-, Sammelpipelines, anderen Gaspipelineanlagen, Speicheranlagen und LNG-Anlagen.

Obwohl sich der Großteil des NPRM mit der Erkennung und Reparatur von Methanlecks in Gaspipelineanlagen befasst, schlägt das NPRM erhebliche Ergänzungen oder Überarbeitungen der bestehenden Anforderungen an die Erkennung, Reparatur und Minimierung von Methanemissionen von LNG-Betreibern vor. Beispielsweise verlangen die bundesstaatlichen Sicherheitsstandards der PHMSA für LNG-Anlagen in 49 CFR Part 193 derzeit nicht, dass LNG-Anlagenbetreiber routinemäßige, regelmäßige Untersuchungen von Anlagenkomponenten und -geräten auf Methanlecks durchführen. PHMSA schlägt jedoch zum ersten Mal positive Anforderungen zur Überwachung und Minimierung von Methanlecks in LNG-Anlagen und Exportterminals vor.

PHMSA versucht, diese neuen Anforderungen umzusetzen, um sowohl flüchtige als auch abgelassene Methanemissionen zu reduzieren, und erklärt, dass diese Emissionen die zweitgrößte Methanemissionsquelle aus LNG-Lageranlagen und die größte Methanemissionsquelle aus LNG-Exportterminals seien. Während die aktuellen Abschnitte von CFR Part 191 und 193 verlangen, dass LNG-Anlagen ein jährliches Berichtsformular ausfüllen, ist PHMSA der Ansicht, dass diese aktuellen Berichtsanforderungen keine umfassenden und genauen Daten zu Methanemissionen und Reparaturen liefern. Um diesen Mangel zu beheben, schlägt PHMSA vier neue Berichts- und Aufzeichnungsanforderungen vor, die speziell für LNG-Terminals gelten.

Diese Warnung bietet einen Überblick darüber, welche Aspekte des NPRM für LNG-Anlagen gelten, insbesondere die neuen Vorschläge:

Wie oben erwähnt, verlangt PHMSA derzeit nicht, dass Betreiber von LNG-Anlagen regelmäßige Leckageuntersuchungen durchführen. Nun will PHMSA erstmals die Betreiber von LNG-Anlagen dazu verpflichten, regelmäßig routinemäßige Untersuchungen auf Methanlecks durchzuführen. Auf diese Weise möchte PHMSA diffuse Methanemissionen und andere Gerätelecks reduzieren, die beiden häufigsten Methanemissionsquellen aus LNG-Lageranlagen und LNG-Exportterminals.

Gemäß den von PHMSA vorgeschlagenen Vorschriften müssen LNG-Betreiber vierteljährlich Methanleckageuntersuchungen an Geräten durchführen, die Methan oder LNG während des normalen Anlagenbetriebs enthalten, wobei eine Mindestempfindlichkeit von fünf Teilen pro Million erforderlich ist. Für den Fall, dass ein Leck entdeckt wird, würde das NPRM von PHMSA von den Betreibern von LNG-Anlagen verlangen, die identifizierten Lecks gemäß schriftlichen Wartungs- oder abnormalen Betriebsverfahren zu reparieren, die wir weiter unten erläutern. Die von PHMSA vorgeschlagene vierteljährliche Methanleckage-Untersuchungsanforderung würde als neue Verordnung in 49 CFR § 193.2624 kodifiziert.

PHMSA erklärt weiter, dass ein Nettovorteil der vierteljährlichen Untersuchung von Methanlecks darin besteht, dass eine solche proaktive Leckerkennung und -reparatur zu weniger Produktverlusten und größeren Kosteneinsparungen führt und LNG-Lagerungs- und Exportanlagen einen Wettbewerbsvorteil verschafft. PHMSA geht davon aus, dass diese neuen und verbesserten Anforderungen zur Erkennung und Reparatur von Methanlecks die öffentliche Sicherheit verbessern werden, indem sie eine rechtzeitige Identifizierung und Beseitigung potenzieller Zündquellen für LNG-Anlagen ermöglichen und die Emission einer wichtigen flüchtigen Treibhausgasquelle reduzieren. Darüber hinaus erklärt PHMSA, dass LNG-Anlagenbetreiber, die derzeit Erdgas über Transportpipelines zu ihren Anlagen transportieren, ihre bestehenden Leckageuntersuchungspraktiken als Grundlage für die Entwicklung ihrer spezifischen Anforderungen an LNG-Anlagen nutzen könnten.

Obwohl die PHMSA vorschlägt, die Erkennung von Methanlecks generell zu fordern, um Konflikte mit den bestehenden gesetzlichen Anforderungen und den LNG-Standards der National Fire Protection Association zu vermeiden, schlägt die PHMSA kein umfassendes Rahmenwerk für ein erweitertes Leckerkennungs- und Reparaturprogramm vor, wie es für CFR Teil 192 der Fall ist. regulierte Gaspipelineanlagen. PHMSA verfolgt jedoch eine parallele Regelsetzung, bei der es seine Teil-193-Sicherheitsstandards aktualisiert, um Lecküberwachungs-, Vermessungs- und Patrouillenanforderungen ganzheitlicher zu berücksichtigen.

Laut PHMSA machen LNG-Abblasen und Boil-offs etwa 48 % der gesamten LNG-Methanemissionen aus. Konkret sind Blowdowns und Boil-offs für 80 % der Methanemissionen der LNG-Speicherung, 33 % der Emissionen des Importterminals und 4 % der Emissionen des Exportterminals verantwortlich.3

PHMSA ist davon überzeugt, dass die Minderung dieser nicht im Notfall abgelassenen Emissionen von entscheidender Bedeutung ist, um die gesamten Methanemissionen zu reduzieren, und dass es mehrere kostengünstige und empfohlene Technologien gibt, die LNG-Anlagen dabei helfen können, die Methanemissionen aus Betrieb, Wartung und Bau zu reduzieren.4 Daher schlägt PHMSA eine Änderung bestehender vor Vorschriften zur Hinzufügung des neuen 49 CFR § 193.2523, um LNG-Anlagen zu verpflichten, eine bewährte Methode zur Minderung der Methanfreisetzung bei Abschlämmungen, Tankverdampfungen und anderen abgelassenen Emissionen zu ermitteln und auszuwählen. PHMSA schlägt vor, die folgenden genehmigten Maßnahmen anzubieten, um Blowdowns, Boil-offs und abgelassene Emissionen zu minimieren:

Darüber hinaus schlägt PHMSA vor, den Betreibern von LNG-Anlagen die Möglichkeit zu geben, alternative Ansätze zur Minimierung der Blowdown-Emissionen vorzuschlagen. Allerdings muss ein solcher alternativer Ansatz: (1) das Volumen des freigesetzten Gases um mindestens 50 % im Vergleich zum Nicht-Maßnahmen reduzieren; und (2) von der PHMSA genehmigt sein.

Schließlich würde das NPRM von LNG-Betreibern verlangen, eine Dokumentation zu erstellen, in der die Reihe der durchgeführten Maßnahmen beschrieben wird – einschließlich, aber nicht beschränkt auf, ihrer Wahl unter den Abschlämmungsmethoden, um die aus ihren Systemen austretenden Emissionen zu minimieren.

Zusätzlich zur vierteljährlichen Untersuchung von Methanlecks sowie zur Minimierung von Blowdown- und Boil-off-Maßnahmen schlägt PHMSA die Einführung von vier neuen Berichts- und Aufzeichnungsanforderungen für Methanlecks, Pipeline-Reparaturen und Gesamtemissionen vor. Derzeit stützt sich PHMSA auf historische Methanemissionsstudien oder andere behördliche Daten, um die gesamten Methanemissionen der LNG-Anlage abzuschätzen. PHMSA ist davon überzeugt, dass diese neuen Erhebungs-, Aufzeichnungs- und Berichtsanforderungen es ihnen ermöglichen werden, genauere und aktuellere Methanemissionsdaten bereitzustellen. Diese neuen Anforderungen würden bestimmte Abschnitte des Jahresberichtsformulars F7100.3-1 der LNG-Anlage überarbeiten und einen neuen, auf die Wartung ausgerichteten Abschnitt hinzufügen.

Erstens schlägt PHMSA als Reaktion auf den allgemeinen Mangel an Daten zu den jährlichen Erkennungen, Reparaturen und Emissionen von Methanlecks in LNG-Anlagen in 49 CFR § 2624 vor, die Betreiber von LNG-Anlagen zu verpflichten, jedes entdeckte und reparierte Methanleck sowie die Anzahl der verbleibenden zu verfolgen und zu melden nicht reparierte Lecks und die geschätzten gesamten flüchtigen Methanleckemissionen aller identifizierten Lecks auf ihrem jährlichen Berichtsformular F7100.3-1.

Zweitens schlägt PHMSA als Reaktion auf den Mangel an Daten zu großvolumigen Gasfreisetzungen die Aufnahme des neuen 49 CFR § 191.19 vor, der Betreiber von LNG-Anlagen dazu verpflichten würde, alle absichtlichen und unbeabsichtigten großvolumigen Gasfreisetzungen (definiert als Gasfreisetzungen mit einem bestimmten Volumen) zu melden von 1 Million Kubikfuß oder mehr). Dieses neue Meldeformular würde von den Betreibern von LNG-Anlagen verlangen, alle unbeabsichtigten (d. h. diffusen) und absichtlichen (d. h. abgelassenen) Emissionen zu verfolgen. Betreiber müssten innerhalb von 30 Tagen ab dem Datum, an dem eine großvolumige Gasfreisetzung festgestellt wurde, oder 30 Tagen ab dem Datum, an dem eine zuvor festgestellte Freisetzung meldepflichtig wurde, einen Bericht einreichen.

Drittens schlägt PHMSA vor, seine jährlichen Berichtspflichten gemäß 49 CFR § 191.17 zu überarbeiten, indem eine Aussage im Formular F71003-1 gestrichen wird, die darauf hindeutet, dass Lecks, die durch routinemäßige Wartung behoben werden können, nicht als Lecks gezählt werden müssen und stattdessen von den Betreibern von LNG-Anlagen verlangen, alle Lecks zu melden durch routinemäßige Wartung beseitigt werden.

Schließlich schlägt PHMSA im neuen 49 CFR § 2523(c) vor, die Betreiber von LNG-Anlagen zu verpflichten, alle Maßnahmen zu dokumentieren, die ergriffen werden, um die aus ihren Systemen austretenden Emissionen zu minimieren.

Damit LNG-Anlagenbetreiber die oben beschriebenen Änderungen umsetzen und proaktiv Lecks erkennen, notwendige Rohrleitungen reparieren und ersetzen sowie Lecks und Reparaturen effektiv verfolgen und melden können, schlägt PHMSA zwei neue Vorschriften vor, die LNG-Anlagen dazu verpflichten, neue Betriebs- und Wartungsverfahren zu aktualisieren und einzuhalten.

Insbesondere würde der neue 49 CFR § 193.2503 verlangen, dass LNG-Anlagen ihre normalen und anormalen Betriebsabläufe aktualisieren, um Lecks zu beseitigen und Gasfreisetzungen aus Pipeline-Anlagen zu minimieren. Ebenso würde der neue 49 CFR § 193.2605 verlangen, dass LNG-Anlagen ihre Wartungsverfahren aktualisieren, um Lecks zu beseitigen und freigesetzte Gase zu minimieren.

Wir stellen fest, dass diese beiden vorgeschlagenen Verordnungen über die oben dargelegten Vorschläge hinaus nicht vorschreiben, welche Verfahren LNG-Anlagen befolgen müssen, um Lecks zu beseitigen und Gasfreisetzungen zu minimieren. Stattdessen verlangen sie lediglich, dass LNG-Anlagen über Verfahren verfügen und diese befolgen, um Lecks zu beseitigen und Gasfreisetzungen zu minimieren. Der Betreiber der LNG-Anlage kann dann nach eigenem Ermessen entscheiden, wie er seine Verfahren gemäß 49 CFR §§ 193.2503 und .2605 am besten aktualisiert.

Sobald PHMSA die Kommentare zum NRPM geprüft und eine endgültige Regelung erlassen hat, tritt die endgültige Regelung sechs Monate nach der Veröffentlichung der endgültigen Regelung in Kraft. PHMSA erklärt, dass die Bereitstellung von sechs Monaten für die Einhaltung der neuen Anforderungen für betroffene Betreiber „ausreichend Zeit“ sei, um notwendige Änderungen an ihren Leckerkennungs-, Reparatur- und Minimierungspraktiken umzusetzen und die damit verbundenen Compliance-Kosten zu verwalten.

PHMSA bittet um Kommentare zu allen Aspekten des NPRM, bittet jedoch ausdrücklich um Kommentare zu Folgendem, da sich das NPRM auf LNG-Anlagen bezieht:

Kommentare müssen bis zum 16. August 2023 eingegangen sein. Unsere Anwälte in unseren branchenführenden Praxisgruppen für öffentliche Ordnung und Recht sowie Öl, Gas und Ressourcen sind gut aufgestellt, um Ihnen dabei zu helfen, die potenziellen Auswirkungen und neuen Anforderungen des NPRM besser zu verstehen Prüfung und Vorbereitung von Kommentaren zur Übermittlung an PHMSA.

Wir danken unseren Sommerpartnern Paul Anderson und Stacy Jo für ihre Beiträge zu dieser Veröffentlichung.

1 Mit dem PIPES-Gesetz versuchte der Kongress, wahrgenommene Regulierungslücken in Bezug auf Pipeline-Lecks durch das Sammeln und Melden von Informationen, die Implementierung kommerziell verfügbarer fortschrittlicher Technologien und Praktiken zur Identifizierung, Lokalisierung, Kategorisierung und Reparatur aller Lecks, die eine Gefahr für die öffentliche Sicherheit darstellen, zu schließen die Umgebung. Siehe PL 116-260 (26. Dezember 2020).

2 Der Aktionsplan zur Reduzierung der Methanemissionen ist ein umfassender Plan, der sich auf die Reduzierung der Methanemissionen im Öl- und Gassektor, auf Deponien, stillgelegten Kohlebergwerken, in der Landwirtschaft und anderen industriellen Anwendungen und Gebäuden konzentriert.

3 Daten aus der Treibhausgasinventur und Emissionsbewertung 2022.

4 Siehe beispielsweise EPA Natural Gas STAR Program; Best Management Practices des Voluntary Methane Challenge Program der EPA.

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