Questa è la prima parte di una serie di post del blog che affrontano le modifiche alle norme di protezione ambientale dell’Agenzia per la protezione ambientale statunitense (EPA) riguardanti il rilevamento e la mitigazione delle emissioni di petrolio e gas, compreso il metano, nonché l’uso di termocamere per la rilevazione ottica di gas (OGI).

All’inizio di questo mese, all’evento globale COP28 di Dubai, l’EPA degli Stati Uniti ha pubblicato le sue norme finali sul rilevamento e la riparazione delle perdite di gas e metano (LDAR), codificando le precedenti bozze e le normative supplementari introdotte rispettivamente nel 2021 e nel 2022.

Le decisioni rappresentano il culmine di un importante cambiamento nel modo in cui il governo federale degli Stati Uniti prevede di regolare le emissioni di metano e di altri gas serra che contribuiscono al riscaldamento globale. L’EPA stima che la nuova regola ridurrà le emissioni di metano di quasi l’80% al di sotto di quanto previsto, e che “preverrà circa 58 milioni di tonnellate di emissioni di metano dal 2024 al 2038”.

Di particolare interesse sono le nuove sottoparti comunemente indicate come New Source Performance Standards (NSPS) “OOOOb” e OOOOOc delle Linee guida sulle emissioni (EG). Questi aggiornamenti sono aggiunte alle normative del 2015 note come “OOOOa”, che hanno stabilito per la prima volta la rilevazione ottica di gas (OGI) come il miglior sistema di riduzione delle emissioni (BSER).

La sottoparte OOOOb è progettata per rafforzare la regola OOOOa esistente che copre fonti nuove, modificate o ricostruite, compreso l’uso coerente di tecnologie audio, visive e olfattive per il rilevamento fuggitivo delle emissioni di gas, oltre all’OGI.

OOOOc copre ulteriori fonti esistenti per le emissioni di metano ed è progettato per l’EPA per “informare gli stati nello sviluppo, nella presentazione e nell’implementazione di piani statali” per affrontare le fonti esistenti. Gli Stati Uniti hanno una scadenza di 24 mesi per sviluppare e implementare un piano a partire dalla data del 6 dicembre 2022. Dopo la presentazione dello stato, gli impianti regolamentati avranno al massimo 36 mesi per rispettare il piano OOOOc del rispettivo stato.

Ecco una tabella che riassume i requisiti LDAR per varie sottoparti (Nota: “In linea di base” si riferisce al precedente quadro normativo o ai requisiti):

Le modifiche più consequenziali alla norma si riferiscono al numero esteso di fonti coperte e interessate all’interno della catena di fornitura di energia. La regola richiede anche una maggiore frequenza di rilevamento per alcuni siti di monitoraggio, tra cui l’aumento dell’uso delle tecnologie OGI per mantenere la conformità.

Più specificamente, i controller di processo devono avere un tasso di perdita zero e non possono avere emissioni visibili con una termocamera OGI, e la tecnologia OGI è consentita o incoraggiata in altre applicazioni specifiche, come compressori e sistemi di sfiato chiusi. Alcuni impianti passeranno anche dal monitoraggio OGI semestrale alle ispezioni bimestrali Audio, Visual e Olfactory (AVO) e al monitoraggio OGI trimestrale, mentre gli impianti di trattamento del gas naturale richiederanno ispezioni OGI bimestrali.

Inoltre, le organizzazioni interessate hanno la possibilità di utilizzare tecnologie avanzate di rilevamento del metano, tra cui “tecnologie di screening periodico” mensili con soglie di rilevamento che vanno da <1 kg ora a><15 kg ora a seconda della tecnologia e della frequenza di utilizzo, come trimestrale, bimestrale o mensile.>

La regola stabilisce anche una nuova soglia di rilevamento per le tecnologie di screening continuo avanzate di 0,40 kg/ora e deve trasmettere i dati sulla velocità di emissione di massa almeno ogni 24 ore. Queste soluzioni di monitoraggio rientrano in due categorie: a lungo termine (aggiornamento su una media mobile di 90 giorni) e a breve termine (aggiornamento su una media mobile di sette giorni).

Infine, la regola richiede che la “risoluzione spaziale della tecnologia” serva come parte di un’ispezione di follow-up. Ad esempio, se una tecnologia ha una risoluzione spaziale a livello di area o componente, l’ispezione di follow-up è richiesta solo per tutti i componenti a emissioni fuggitive entro un raggio di 2 m e 0,5 m. Nelle precedenti bozze normative, l’intero sito doveva essere scansionato, ma questa modifica riduce il carico di concentrarsi su aree problematiche note che sono ideali per l’uso con termocamere OGI.

Per un elenco completo di come sono cambiate le normative NSPS dal 2012 ad oggi, consulta questa tabella delle fonti di petrolio e gas coperte dall’EPA.

Nel prossimo blog, esamineremo più da vicino l’Appendice K, che tratta specificamente la “Determinazione su come utilizzare una termocamera OGI” come stabilito in NSPS OOOOb e come viene applicata alle sottoparti specificamente menzionate del regolamento.

Per ulteriori informazioni sulle termocamere e sulla tecnologia OGI Teledyne FLIR, visitate: https://www.flir.com/instruments/optical-gas-imaging/