API 570 2009 Español

Tuberías Código inspección: En servicio

Inspección, Evaluación, reparación y

La alteración de los sistemas de tuberías

API 570

TERCERA EDICIÓN, noviembre 2009

Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo

Ofrecido por IHS bajo licencia con API

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No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT

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Tuberías Código inspección: En servicio

Inspección, Evaluación, reparación y

La alteración de los sistemas de tuberías

Segmento Downstream

API 570

TERCERA EDICIÓN, noviembre 2009






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Notas especiales

Publicaciones API abordan necesariamente problemas de carácter

general. Con respecto a las circunstancias particulares, locales,

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hacerlo. Cada esfuerzo se ha hecho por el Instituto para asegurar la

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expresamente cualquier obligación o responsabilidad por pérdidas o

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Editorial, API Publishing Services, 1.220 L Street, NW, Washington, DC

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Prefacio

Nada de lo contenido en cualquier publicación de la API debe ser interpretado

como una concesión de derecho, por implicación o de otro modo, para la

fabricación, venta o utilización de cualquier método, aparato o producto

cubierto por la patente de letras. Tampoco debe nada

contenida en la publicación interpretarse como asegurar que nadie de la

responsabilidad por infracción de patentes de invención.

Deberá: Tal como se usa en una norma, "deberá" indica un requisito mínimo

con el fin de cumplir con la especificación.

En caso de que: Como se usa en una norma, "debería" indica una

recomendación o lo que se aconseja pero no se requiere con el fin

para conformarse a la especificación.

Este documento fue elaborado bajo los procedimientos de normalización de la

API que aseguren la debida notificación y

la participación en el proceso de desarrollo y se designa como un estándar

API. Las cuestiones relativas a la

interpretación del contenido de esta publicación o comentarios y preguntas

relativas a los procedimientos bajo los cuales

esta publicación fue desarrollado debe dirigirse por escrito al Director de

Normas, Americano del Petróleo

Instituto, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005. Las solicitudes de

autorización para reproducir o traducir la totalidad o parte

del material publicado en este documento también debe ser dirigida al

director.

En general, las normas API se revisarán y modificarán, reafirmaron, o

retiradas al menos cada cinco años. Una sola vez

prórroga de hasta dos años se puede añadir a este ciclo de revisión. Estado de

la publicación se puede determinar a partir de la

Departamento de Normas API, teléfono (202) 682 hasta 8.000. Un catálogo de

publicaciones y materiales de la API se publica

anualmente por API, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005.

Es la intención de API para mantener esta publicación hasta la fecha. Se invita

a todos los propietarios de sistemas de tuberías y operadores reportar

sus experiencias en la inspección y reparación de los sistemas de tuberías

siempre que dichas experiencias pueden sugerir la necesidad de

revisión o ampliación de las prácticas establecidas en el API de 570.

Esta edición de API 570 reemplaza a todas las ediciones anteriores del API

570, Tuberías Inspección Código: inspección, reparación,

Alteración, y Calificación de En-servicios de tuberías Sistemas. Cada edición,

revisión o adiciones al presente Código API se puede utilizar

comenzando con la fecha de emisión se muestra en la portada de esa edición,

revisión o adiciones. Cada edición,

revisión o adiciones, con esta norma API entra en vigor seis meses después de

la fecha de emisión de los equipos que

se rerated, reconstruido, se trasladó, reparado, modificado (alterado),

inspeccionado y probado según este estándar. Durante el

tiempo de seis meses entre la fecha de emisión de la edición, revisión o

adiciones y la fecha de vigencia, el usuario deberá

especificar a qué edición, revisión o adiciones, el equipo ha de ser, rerated,

reconstruida, reubicado, reparado,

modificada (alterado), inspeccionado y probado.

Las revisiones sugeridas están invitados y deben ser enviadas al Departamento

de Normas, API, 1220 L Street, NW,

Washington, DC 20005, [email protected].

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Contenidos

Página

1

Alcance. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

1.1 Aplicación

General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . . . . . . . 1

1.2 Aplicaciones Específicas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . . . . . . . 1

1.3 Aptitud para el Servicio e Inspección Basada en Riesgo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

2

Referencias normativas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . . . . . . . . 2

3

Términos, definiciones, acrónimos y abreviaturas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

3.1 Términos y Definiciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . . . . . . . . 4

3.2 Siglas y

abreviaturas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . 13

4

Organización Inspección propietario / usuario. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

4

4.1

General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

4.2 Autorizado Piping Inspector Calificación y

Certificación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

4.3

Responsabilidades. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

5

Inspección, examen, y Presión prácticas de prueba. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

5.1 Planes de Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

5.2 basado en el riesgo de Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . . . . . 18

5.3 Preparación para la

Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . . 20

5.4 Inspección de tipos y ubicaciones de los modos de Daños del deterioro y ruptura. . . . . . . . . . . . . . . . 21

5.5 Tipos Generales de Inspección y Vigilancia. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

5.6

CMLs. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

5.7 Métodos de monitoreo de

condición. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . 29

Prueba 5.8 Presión de Piping Systems General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

5.9 Material de Verificación y Trazabilidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . 33

5.10 Inspección de

válvulas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . . . . 33

5,11 en el servicio de inspección de soldaduras. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . 34

5.12 Inspección de brida

articulaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . . 35

5.13 Inspección Organización Auditorías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . 36

6

Intervalo / frecuencia y el alcance de la inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

6.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

6.2 Inspección durante los cambios de instalación y

servicio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

6.3 Tuberías Planificación Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . 37

6.4 Extensión de Visual Externo y CUI Inspecciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

6.5 Alcance de la medición de espesores de

Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

6.6 Alcance de calibre pequeño, tuberías auxiliares y rosca conexiones Inspecciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

6.7 Inspección y mantenimiento de los dispositivos de alivio de presión (PRD). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

7

Evaluación de datos de inspección, análisis y grabación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

7.1 Determinación tasa de

corrosión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . 44

7.2 Determinación

PSMA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . . . 45

7.3 Requerido Determinación de

espesor. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

46

7.4 Evaluación de resultados de la inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . 46

7.5 Análisis de tensión de

tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . . . 47

7.6 de Información y Registros para Tuberías Sistema de Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

7.7 Recomendaciones de inspección para reparación o sustitución. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

7.8 Registros de Inspección de las inspecciones externas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

7.9 Tuberías El fracaso e informes de fugas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. 51

7.10 Inspección Aplazamiento o Intervalo de

revisión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

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Página

8

Reparaciones, reformas, y re-calificación de los sistemas de

tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

8.1 Las reparaciones y

alteraciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . . . . . 51

8.2 Soldadura y Hot Tapping. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . 53

8.3 Re-

calificación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

9

La inspección de tuberías

enterradas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . 57

9.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

9.2 Tipos y métodos de

inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . 57

9.3 Frecuencia y Amplitud de Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . 59

9.4 Las reparaciones de sistemas de tuberías

enterradas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . 60

9.5 Registros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

Anexo A (informativo) Certificación de

Inspector. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

2

Anexo B (informativo) Solicitudes de

Interpretaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

63

Anexo C (Informativo) Ejemplos de

reparaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . 64

Mesas

1

Algunas tuberías Típico Tipos de Daños y

Mecanismos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

2

Recomendadas intervalos máximos de inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

3

Extensión recomendada de Inspección CUI Tras la inspección visual. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

4

Dos ejemplos del cálculo de PSMA que ilustra el uso de la corrosión Concepto vida media. . . 47

5

La frecuencia de inspección para tuberías enterradas Sin eficaz

protección catódica. . . . . . . . . . . . . . . . . 60

Figuras

1

Inyección Típico Point tuberías del circuito. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

6

C.1 manga Reparación

cerco. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . sesenta y cinco

Parches de reparación pequeñas C.2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

. . . . . . . . sesenta y cinco

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1

Tuberías Código inspección: En el servicio de Inspección, Evaluación,

reparación y alteración de

Piping Systems

1 Alcance

1.1 Aplicación General

1.1.1 Cobertura

API 570 cubre la inspección, clasificación, reparación, y los procedimientos

de alteración de metal y fibra de vidrio plástico reforzado (FRP)

sistemas de tuberías y sus dispositivos de alivio de presión asociados que se

han puesto en servicio.

1.1.2 Intención

La intención de este código es para especificar el programa de inspección y de

monitoreo de condición en el servicio que se necesita para

determinar la integridad de la tubería. Ese programa debe proporcionar

evaluaciones razonablemente precisas y oportunas a

determinar si cualquier cambio en la condición de las tuberías, posiblemente,

podría poner en peligro continuo funcionamiento seguro. También el es

intención de este código que los propietarios-usuarios Responderá a todas las

resultados de la inspección que requieren acciones correctivas para asegurar

el funcionamiento continuo y seguro de las tuberías.

API 570 fue desarrollado para la industria de refinación de petróleo y de

procesos químicos, pero se puede utilizar, cuando sea posible,

para cualquier sistema de tuberías. Está diseñado para ser utilizado por las

organizaciones que mantienen o tienen acceso a una inspección autorizado

agencia, una organización de reparación, y técnicamente calificados

ingenieros de tuberías, inspectores y examinadores, todo como se define en

Sección 3.

1.1.3 Limitaciones

API 570 no deberá utilizarse como sustituto de los requisitos de construcción

originales que rigen un sistema de tuberías antes

se coloca en servicio; ni podrá ser utilizado en conflicto con los requisitos

reglamentarios vigentes. Si los requisitos de

este código son más estrictas que los requisitos reglamentarios, a

continuación, regirán los requisitos de este código.

1.2 Aplicaciones Específicas

El término no metálicos tiene una definición amplia, pero en este código se

refiere a los grupos plásticos reforzados con fibras

abarcada por la siglas FRP genérica (fibra de vidrio reforzado con plástico) y

GRP (plástico reforzado con fibra de vidrio). los

no metálicos extruidos, generalmente homogéneos, tales como polietileno de

alta y baja densidad se excluyen. Consulte la API

574 para la orientación sobre cuestiones de degradación e inspección

relacionados con tuberías de FRP.

1.2.1 Servicios Incluidos Fluidos

Salvo lo dispuesto en 1.2.2, API 570 se aplica a los sistemas de tuberías para

fluidos de proceso, hidrocarburos, y similares

servicios de fluidos inflamables o tóxicos, como las siguientes:

a), y productos petrolíferos acabados intermedios primas;

b), y productos químicos terminados intermedios primas;

c) líneas de catalizador;

d) hidrógeno, gas natural, gas combustible, y los brillos sistemas;

e) el agua agria y residuos peligrosos arroyos encima de los límites de umbral,

tal como lo definen los reglamentos jurisdiccionales;






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2

API 570

f) los productos químicos peligrosos por encima de los umbrales, según lo

definido por las regulaciones jurisdiccionales;

g) fluidos criogénicos tales como: LN

2

, LH

2

, LOX y aire líquido;

h) los gases de alta presión mayor que 150 psig tales como: Ghe, GH

2

, GOX, GN

2

Y HPA.

1.2.2 Sistemas de tuberías opcionales y Servicios de Fluidos

Los servicios y clases de sistemas de tuberías de fluido se indican a

continuación son opcionales con respecto a los requisitos de API 570.

a) Servicios de fluidos que son opcionales incluyen los siguientes:

1) servicios de fluidos peligrosos debajo de los límites de umbral, tal como lo

definen los reglamentos jurisdiccionales;

2) el agua (incluidos los sistemas de protección contra incendios), vapor de

agua, vapor y condensado, agua de alimentación de calderas, y el líquido

Categoría D

servicios, tal como se define en ASME B31.3.

b) Otras clases de sistemas de tuberías que son opcionales son aquellos que

están exentos de la tubería de proceso aplicable

código de construcción.

1.3 Aptitud para el Servicio e Inspección Basada en Riesgo (RBI)

Este código inspección reconoce aptitud para el servicio de los conceptos de

evaluación de daños en el servicio de presión-

que contiene componentes. API 579 proporciona procedimientos de

evaluación detallados para determinados tipos de daños que son

se hace referencia en este código. Este código inspección reconoce conceptos

RBI para determinar los intervalos de inspección. API 580

proporciona directrices para la realización de una evaluación basada en el

riesgo.

2 Referencias normativas

Los siguientes documentos referenciados son indispensables para la aplicación

de este documento. Para las referencias con fecha,

sólo se aplica la edición citada. Para las referencias sin fecha, la última

edición del documento de referencia (incluyendo cualquier

modificación).

Publicación API 510, Presión Código inspección de navíos: Mantenimiento de

Inspección, Evaluación, reparación y alteración

API Recommended Practice 571, Daños mecanismos que afectan Equipo fijo

en la Industria de Refinación

API Recommended Practice 574, Prácticas de Inspección de los componentes

del sistema de tuberías

API Recommended Practice 576, de los dispositivos de alivio de presión de

inspección

API Práctica Recomendada 577, Soldadura Inspección y Metalurgia

API Recommended Practice 578, Programa de Verificación de Material de

Nuevo y sistemas de tuberías existentes

, Fitness por servicio API Standard 579-1 / ASME FFS-1

API Recommended Practice 580, Inspección Basada en el Riesgo

API Práctica Recomendada 581, Riesgo basada Tecnología de Inspección

API Standard 598, la válvula de Inspección y Pruebas

API Recommended Practice 651, Protección catódica de tanques de superficie

de almacenamiento de petróleo






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ISTEMAS

3

API Recommended Practice 750, Gestión de Riesgos de Proceso

Publicación API 2201, Prácticas Seguras de Hot Tapping en los de Petróleo y

Petroquímica

ASME B16.34

1

, Válvulas-con bridas, roscados, y soldadura Fin

ASME B31.3, Tubería de proceso

ASME B31G, Manual para la determinación de la fuerza que le quedaba de

corroídos Tuberías

ASME B31, Código Caso 179/181

Código ASME para calderas y recipientes a presión

(BPVC), Sección V, Examen no destructivo

ASME BPVC, Sección VIII, División 1 y 2

ASME BPVC, Sección IX, Soldadura y calificaciones para soldadura fuerte

ASME PCC-1, Directrices para la presión de Límites atornillado Asamblea

Paritaria Brida

ASME PCC-2, Reparación de Equipos a Presión y Tuberías

ASNT SNT-TC-1

2

, Una cualificación del personal y Certificación en Ensayos No Destructivos

ASNT CP-189, Norma para la Calificación y Certificación de Pruebas No

Destructivas Personne l

ASTM G57

3

, Método de Medición de resistividad del suelo Campo de Uso de la Wenner

de cuatro electrodos Método

MTI 129

4

, Una guía práctica para la inspección de campo del equipo de FRP y Piping

NACE RP 0169

5

, Control de la corrosión externa en metro o sumergidas Piping Systems

metálicos

NACE RP 0170, de Protección de austeníticos aceros inoxidables y otras

aleaciones austeníticos de ácido Polythionic Estrés

Corrosion Cracking durante el apagado del equipo de refinería

NACE RP 0274, de alto voltaje de Inspección Eléctrica de Pipeline Coatings

anterior a la instalación

NACE RP 0275, Aplicación de revestimientos orgánicos a la superficie

externa de tubos de acero para el servicio de metro

NACE bar 34101, Inyección Refinería y proceso de mezcla Puntos

NFPA 704

6

, Sistema normalizado para la identificación de los peligros de los materiales

para la Respuesta de Emergencia

1

ASME International, 3 Park Avenue, Nueva York, Nueva York 10016 a 5990,

www.asme.org.

2

Sociedad Americana para Pruebas No Destructivas, 1.711 Arlingate Lane, PO

Box 28518, Columbus, Ohio 43228, www.asnt.org.

3

ASTM International, 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken,

Pennsylvania 19428, www.astm.org.

4

Instituto Tecnología de Materiales, 1.215 Helecho Ridge Parkway, Suite 206,

San Luis, Missouri desde 63.141 hasta 4.405, www.mti-link.org.

5

NACE International (anteriormente la Asociación Nacional de Ingenieros de

Corrosión), 1440 South Creek Drive, Houston, Texas

77218-8340, www.nace.org.

6

Asociación Nacional de Protección contra Incendios, 1 Batterymarch Park,

Quincy, Massachusetts 02169 hasta 7471, www.nfpa.org.






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4

API 570

3 Términos, Definiciones, Siglas y abreviaturas

3.1 Términos y Definiciones

A los efectos de esta norma, se aplicarán los siguientes términos, definiciones,

acrónimos y abreviaturas.

3.1.1

material de aleación

Cualquier material metálico (incluyendo materiales de relleno de soldadura)

que contiene elementos de aleación, tales como cromo, níquel, o

molibdeno, que se añaden intencionadamente para mejorar las propiedades

mecánicas y físicas y / o corrosión

resistencia. Las aleaciones pueden ser ferroso o no ferroso basado.

NOTA

Aceros al carbono no se consideran aleaciones, para efectos de este código.

3.1.2

modificación

Un cambio físico en cualquier componente que tiene implicaciones de diseño

que afectan a la presión que contiene capacidad o

flexibilidad de un sistema de tuberías más allá del alcance de su diseño

original. Las siguientes no se consideran alteraciones:

reemplazos comparables o duplicados y la adición de los archivos adjuntos de

pequeño calibre que no requieren refuerzo

o apoyo adicional.

3.1.3

código aplicable

El código, la sección de código, u otra norma de ingeniería reconocidas y

generalmente aceptadas o práctica a la que el

sistema de tubería fue construida o que se considera por el propietario o

usuario o el ingeniero de la tubería sea más apropiado para el

situación, incluyendo pero no limitado a la última edición de ASME B31.3.

3.1.4

ASME B31.3

Una forma abreviada de ASME B31.3, Proceso de tuberías, publicado por la

Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos.

3.1.5

autorización

Está realizando Aprobación / acuerdo para llevar a cabo una actividad

específica (por ejemplo, la reparación) antes de la actividad.

3.1.6

organismo de control autorizado

Se define como cualquiera de los siguientes:

a) la organización de inspección de la jurisdicción en la que se utiliza el

sistema de tuberías,

b) la organización de inspección de una compañía de seguros que tiene

licencia o registrado para escribir un seguro para tuberías

sistemas,

c) un propietario o usuario de los sistemas de tuberías que mantiene una

organización de inspección para las actividades relativas sólo a su

equipo y no para sistemas de tuberías destinadas a la venta o reventa,

d) una organización independiente de inspección empleado o bajo contrato

con el propietario o usuario de los sistemas de tuberías que

se utilizan sólo por el propietario o usuario y no para la venta o reventa,

e) una organización independiente de inspección autorizado o reconocido por

la jurisdicción en la que el sistema de tuberías es

usada y empleada o contratada por el propietario o usuario.

3.1.7

inspector de tuberías autorizado

Un empleado de una agencia de control autorizado que esté calificado y

certificado para llevar a cabo las funciones especificadas en

API 570. Un ECM examinador no está obligado a ser un inspector de tuberías

autorizado. Siempre que se utilice el término inspector

en API 570, se refiere a un inspector de tuberías autorizado.






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3.1.8

tubería auxiliar

Instrumento y la tubería de la maquinaria, por lo general de pequeño calibre

tuberías de proceso secundario que puede ser aislado de primaria

sistemas de tuberías.Los ejemplos incluyen líneas de lavado, líneas de aceite

sello, líneas analizador, líneas de balance, líneas de gas tampón, los desagües

y

respiraderos.

3.1.9

lugares de monitoreo de condición

CMLs

Áreas designadas en los sistemas de tuberías donde se realizan exámenes

periódicos.

NOTA

Anteriormente, CMLs se conocen como "lugares de monitoreo espesor"

(TMLS). CMLs pueden contener uno o más

puntos de examen. CMLs puede ser un avión a través de una sección de la

tubería o una boquilla o una zona donde se encuentran CMLs en una tubería

circuito.

3.1.10

código de construcción

El código o norma a la que el sistema de tuberías se construyó originalmente

(es decir, ASME B31.3).

3.1.11

barrera contra la corrosión

La tolerancia de corrosión en el equipo de FRP típicamente compuesta de una

superficie interior y una capa interior que es

especifica si es necesario para proporcionar la mejor resistencia global a los

ataques químicos.

3.1.12

velocidad de corrosión

La tasa de pérdida de metal debido a la erosión, la erosión / corrosión o la

reacción química (s) con el medio ambiente, ya sea

interna y / o externa.

3.1.13

especialista en corrosión

Una persona aceptable para el propietario / usuario que tenga conocimientos y

experiencia en la química de procesos específicos,

mecanismos de degradación de la corrosión, la selección de materiales,

métodos de mitigación de la corrosión, control de la corrosión

técnicas, y su impacto en los sistemas de tuberías.

3.1.14

válvulas de retención críticos

Las válvulas de retención en los sistemas de tuberías que se han identificado

como vital para la seguridad del proceso.

NOTA

Válvulas de retención críticos son aquellos que necesitan para funcionar de

forma fiable con el fin de evitar la posibilidad de eventos peligrosos o

deben producir una pérdida de consecuencias importantes.

3.1.15

mecanismo de daño

Cualquier tipo de deterioro encontrado en la industria de proceso de refinación

y químicos que pueden dar lugar a defectos / defectos

que pueden afectar a la integridad de la tubería (por ejemplo, la corrosión,

agrietamiento, erosión, abolladuras, y otra mecánica, física o

impactos químicos). Ver API 571 para obtener una lista completa y

descripción de los mecanismos de daño.

3.1.16

deadlegs

Componentes de un sistema de tuberías que normalmente no tienen flujo

significativo. Algunos ejemplos incluyen ramas cegadas,

líneas con válvulas de bloqueo normalmente cerradas, líneas con un extremo

blanqueó, presurizados patas de apoyo ficticias, estancada

control de las tuberías de derivación de la válvula, tuberías de repuesto de la

bomba, bridas de nivel, entrada de la válvula de alivio y tuberías de colector

de salida, ajuste de la bomba

líneas de derivación, respiraderos de alto punto, puntos de muestra, desagües,

sangradores, y conexiones de instrumentos.

3.1.17

defecto

Una imperfección de un tipo o magnitud superior a los criterios aceptables.






de IHS

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6

API 570

01.03.18

presión de diseño

La presión en la condición más severa de la presión interna o externa

coincidente y la temperatura (mínimo o

máximo) que se espera durante el servicio.

01.03.19

temperatura de diseño de un componente de sistema de tuberías

La temperatura a la que, bajo la presión coincidentes, el mayor espesor o más

alta calificación componente es

requerido. Es la misma que la temperatura de diseño definido en la ASME

B31.3 y otras secciones de código y está sujeta a

las mismas reglas relativas a subsidios para las variaciones de la presión o la

temperatura o ambos. Funciones de control de calidad

realizado por examinadores (o inspectores) tal como se definen en el presente

documento.

NOTA

Estas funciones serían típicamente aquellas acciones llevadas a cabo por

personal de END, soldadura o inspectores de revestimiento.

01.03.20

punto de inspección

punto de grabación

punto de medición

punto de prueba

Un área dentro de un CML definida por un círculo que tiene un diámetro no

mayor de 2 pulg. (50 mm) para un diámetro de la tubería no

inferior o igual a 10 pulg. (250 mm), o no mayor que 3 pulg. (75 mm) para las

líneas y los vasos más grandes. CMLs pueden contener múltiples

puntos de prueba.

NOTA

Punto de prueba es un término ya no se usa como prueba se refiere a ensayos

mecánicos o físicos (por ejemplo, ensayos de tracción o pruebas de presión).

01.03.21

exámenes

Funciones de control de calidad realizadas por los examinadores (por ejemplo

NDE).

01.03.22

examinador

Una persona que asiste al inspector mediante la realización específica ECM en

los componentes del sistema de tuberías, pero no evalúa

los resultados de los exámenes de acuerdo con API 570, a menos que

específicamente capacitado y autorizado para ello por

el propietario o usuario.

01.03.23

inspección externa

Una inspección visual realizada desde el exterior de un sistema de tuberías

para encontrar las condiciones que podrían afectar a la tubería

capacidad de los sistemas de los de mantener la integridad o condiciones de

presión que comprometen la integridad del revestimiento y aislamiento

que cubren, las estructuras de soporte y los archivos adjuntos (por ejemplo,

candeleros, soportes de tuberías, escaleras, plataformas, zapatos,

perchas, instrumento, y pequeñas derivaciones).

01.03.24

Evaluación de la aptitud por servicio

Una metodología cual defectos y otras alteraciones / daños contenida dentro

de los sistemas de tuberías son evaluados con el fin

para determinar la integridad estructural de la tubería para el servicio

continuo.

01.03.25

apropiado

Componente de tubería asocia generalmente con un cambio de dirección o el

diámetro. Bridas no se consideran accesorios.

01.03.26

materiales inflamables

Tal como se utiliza en este código, incluye líquidos, vapores y gases, que

apoyará la combustión. Consulte NFPA 704 para

orientación sobre la clasificación de los fluidos en 6.3.4.






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01.03.27

Especialista en FRP

Una persona aceptable para el propietario / usuario que tenga conocimientos y

experiencia en FRP sobre el proceso

químicos, los mecanismos de degradación, selección de materiales,

mecanismos de falla, los métodos de fabricación y su impacto

en los sistemas de tuberías.

01.03.28

la corrosión general

La corrosión que se distribuye más o menos uniformemente sobre la

superficie de la tubería, en lugar de ser localizada en

naturaleza.

01.03.29

punto de espera

Un punto en el proceso de reparación o alteración más allá del cual el trabajo

no podrá proceder hasta que la inspección requerida ha sido

realizado y documentado.

01.03.30

imperfecciones

Defectos u otras discontinuidades observadas durante la inspección que

pueden estar sujetos a criterios de aceptación durante una

ingeniería y análisis de inspección.

01.03.31

indicación

Una respuesta o evidencia resultante de la aplicación de una técnica de

evaluación no destructiva.

01.03.32

industria calificada onda de corte UT examinador

Una persona que posea una cualificación de ultrasonidos de onda de corte de

la API (por ejemplo API QUTE), o un equivalente

cualificación aprobado por el propietario-usuario.

NOTA

Reglas para la equivalencia se definen en la página web ICP API.

01.03.33

punto de inyección

Puntos de inyección son lugares donde los productos químicos o aditivos de

proceso se introduce en una corriente de proceso. Corrosión

inhibidores, neutralizadores, antiincrustantes proceso, desemulsionantes

desaladora, eliminadores de oxígeno, y lavados con agua cáusticos

con mayor frecuencia se reconocen como que requiere especial atención en el

diseño del punto de inyección. Aditivos de proceso,

productos químicos y el agua se inyectan en corrientes de proceso con el fin

de alcanzar los objetivos específicos del proceso.

NOTA

Puntos de inyección no incluyen los lugares donde dos corrientes de proceso

se unen (puntos de mezcla).

Ejemplo agentes de cloración en reformadores, la inyección de agua en los

sistemas generales, inyección de polisulfuro en catalítica

craqueo de gas húmedo, las inyecciones antiespumantes, inhibidores, y

neutralizadores.

01.03.34

en servicio

Los sistemas de tuberías colocadas en funcionamiento (instalado).

NOTA 1 No incluye los sistemas de tuberías que aún están en construcción o

en el transporte al sitio antes de ser puesto en servicio

o sistemas de tuberías que se han jubilado.

NOTA 2 sistemas de tuberías que no están actualmente en operación debido a

una interrupción del proceso, plazos de entrega, u otro mantenimiento

actividad todavía se consideran Instalado repuesto tuberías también se

considera en el servicio "en el servicio.";mientras que las tuberías de recambio

que no es

instalado no se considera en el servicio.

01.03.35

en el servicio de inspección

Todas las actividades de inspección asociados con la tubería después de haber

sido colocado inicialmente en el servicio, pero antes de que se ha retirado.






de IHS

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Página 16

8

API 570

01.03.36

inspección

La evaluación externa, interna o en funcionamiento (o cualquier combinación

de los tres) de la condición de tubería realizada por la

inspector autorizado o su designado / a.

NOTA

ECM puede ser realizada por los examinadores a discreción del inspector de

tuberías autorizado y se convierten en parte de la

proceso de inspección, pero el inspector de tuberías autorizado deberá revisar

y aprobar los resultados.

01.03.37

código de la inspección

Acortado el título de este código (API 570).

1.3.38

plan de inspección

Un plan documentado para detallar el alcance, los métodos y el calendario de

las actividades de inspección de los sistemas de tuberías, que

puede incluir recomendada reparación y / o mantenimiento.

01.03.39

inspector

Un inspector de tuberías autorizado.

01.03.40

envolvente operativo integridad

integridad ventana de operación

Límites establecidos para las variables de proceso que pueden afectar a la

integridad del sistema de tuberías si la operación de proceso de

se desvía de los límites establecidos para una cantidad predeterminada de

tiempo.

01.03.41

inspección interna

Una inspección realizada del interior de un sistema de tuberías utilizando

técnicas visuales y / o ECM.

01.03.42

jurisdicción

A la administración del gobierno legalmente constituido que podrá adoptar

normas relativas a los sistemas de tuberías.

01.03.43

brida nivel

Una tubería de vidrio indicador de nivel de ensamblaje unido a un recipiente.

01.03.44

corrosión localizada

Deterioro, por ejemplo, la corrosión que se limita a un área limitada de la

superficie metálica.

01.03.45

bloqueo y etiquetado

Un procedimiento de seguridad utilizado para asegurar que la tubería está

debidamente aislado y no puede ser activado o poner de nuevo en servicio

antes

a la realización de la inspección, mantenimiento o reparación.

01.03.46

reparaciones mayores

Soldadura reparaciones que implican la retirada y sustitución de grandes

sectores de los sistemas de tuberías.

01.03.47

gestión del cambio

MOC

Un sistema de gestión documentado para la revisión y aprobación de los

cambios en el proceso o los sistemas de tuberías antes de la

implementación del cambio.






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01.03.48

programa de verificación de material

Un procedimiento de aseguramiento de calidad documentado utilizado para

evaluar materiales de aleación metálica (incluyendo soldaduras y

archivos adjuntos cuando se especifique) para verificar la conformidad con el

material de aleación seleccionada o especificada designada por el

propietario / usuario.

NOTA

Este programa puede incluir una descripción de los métodos de ensayo de

materiales de aleación, componente físico marcado y programa

mantenimiento de registros.

01.03.49

la presión máxima de trabajo permitida

PSMA

La presión interna máxima permitida en el sistema de tuberías para el

funcionamiento continuado a la condición más grave de

coincidente presión interna o externa y la temperatura (mínimo o máximo)

que se espera durante el servicio. Es el

misma que la presión de diseño, como se define en ASME B31.3 y otras

secciones de código, y está sujeto a las mismas reglas

relativa a las asignaciones de las variaciones de presión o temperatura, o

ambos.

01.03.50

diseño mínima temperatura del metal

MDMT

La temperatura más baja a la que una carga de presión significativa (por

ejemplo, carga de funcionamiento, cargas de puesta en marcha, cargas

transitorias, etc.),

se puede aplicar a los sistemas de tuberías como se define en el código de

construcción aplicable.

B31.3 Ejemplo ASME, edición octava, párrafo 323,2 "Limitaciones de

temperatura."

01.03.51

espesor mínimo requerido

El espesor sin sobreespesor de corrosión para cada componente de un sistema

de tuberías basado en el diseño apropiado

cálculos de código y código de tensión admisible que consideran la presión,

mecánica y cargas estructurales.

NOTA

Alternativamente, espesor requerido puede ser reevaluado usando aptitud para

el servicio de análisis de acuerdo con API 579-1 /

ASME FFS-1.

01.03.52

mezclar puntos

Proceso de puntos de mezcla son puntos de unión de las corrientes de proceso

de diferente composición y / o la temperatura donde

atención adicional diseño, límites de operación y / o supervisión de procesos

se utilizan para evitar problemas de corrosión. No

todos los puntos de mezcla proceso son problemáticos, sin embargo, necesitan

ser identificados y evaluados para su posible degradación

mecanismos.

01.03.53

no conformidad

Un elemento que no está de acuerdo con los códigos específicos, normas u

otros requisitos.

01.03.54

límite nonpressure

Componentes y archivos adjuntos de, o la porción de la tubería que no

contiene la presión del proceso.

Ejemplo clips, zapatos, repads, soportes, placas de desgaste, nonstiffening

anillos de soporte de aislamiento, etc.

01.03.55

fuera de las instalaciones de tuberías

Los sistemas de tuberías no incluidos dentro de los límites de límites de

parcela de una unidad de proceso, como por ejemplo, una de hidrocraqueo, un

copolímero de etileno

galleta o una unidad de crudo.

Ejemplo tanque tuberías granja y otras tuberías consecuencia menor fuera de

los límites de la unidad de proceso.






de IHS

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API 570

01.03.56

en el lugar de la tubería

Los sistemas de tuberías incluyen dentro de los límites de la trama de las

unidades de proceso, tales como, un hidrocraqueador, un cracker de etileno, o

una

unidad de crudo.

01.03.57

en funcionamiento

Una condición en la que en servicio los sistemas de tuberías no se han

preparado para una inspección interna.

NOTA

Los sistemas de tuberías que se encuentran en funcionamiento también puede

estar vacío o todavía pueden tener fluidos de proceso residuales en ellos y no

ser

Actualmente forma parte del sistema de proceso.

01.03.58

en funcionamiento inspección

Una inspección realizada desde el exterior de los sistemas de tuberías mientras

están en funcionamiento utilizando procedimientos de END a

establecer la idoneidad de la barrera de presión para la operación continua.

1.3.59

inspección vencida

Inspecciones de tuberías para el equipo en el servicio que no se han realizado

por parte de sus fechas de vencimiento documentadas en el

programa de inspección / plan.

01.03.60

tuberías sobre el agua

Tubería situado donde las fugas (líquido o sólido) se traduciría en descarga en

arroyos, ríos, bahías, etc., lo que resulta en un

potencial incidente ambiental.

1.3.61

propietario / usuario

Un propietario o usuario de los sistemas de tuberías que ejerce el control sobre

la operación, ingeniería, inspección, reparación,

alteración, pruebas de presión, y la calificación de la tubería.

1.3.62

propietario / inspector de usuario

Un inspector autorizado empleado por un propietario / usuario que ha

calificado mediante un examen escrito bajo las disposiciones de la

Sección 4 y en el Anexo A.

1.3.63

pipa

Un cilindro estanco a la presión utilizado para transmitir un fluido o para

transmitir una presión de fluido y que se designa normalmente "pipe"

en las especificaciones de materiales aplicables.

NOTA

Materiales designados como "tubo" o "tubo" en las especificaciones son

tratados como tubería en este código cuando se destine a

servicio de presión.

1.3.64

tuberías piperack

Tuberías de proceso que se apoya en los candeleros o durmientes consecutivos

(incluyendo bastidores puente y extensiones).

1.3.65

circuito de tuberías

Una sección de la tubería que está expuesta a un medio ambiente proceso de

corrosividad similar o espera mecanismos de daño

y es de las condiciones de diseño similares y material de construcción.

NOTA 1 unidades de proceso complejas o sistemas de tubería se divide en

circuitos de tuberías para gestionar las inspecciones necesarias,

cálculos y registros.

NOTA 2 Al establecer los límites de un circuito de tuberías de concreto, el

inspector también puede dimensionar para proporcionar una práctica

paquete de mantenimiento de registros y la inspección de campo rendimiento.






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1.3.66

ingeniero de la tubería

Una o más personas u organizaciones que sean aceptables para el propietario o

usuario que están bien informados y con experiencia en

las disciplinas de ingeniería asociados a la evaluación de las características

mecánicas y materiales que afectan a la integridad

y fiabilidad de los componentes y sistemas de tuberías. El ingeniero de la

tubería, mediante la consulta con los especialistas adecuados,

debe considerarse como un compuesto de todas las entidades necesarias para

abordar adecuadamente un requisito técnico.

1.3.67

sistema de tuberias

Se utiliza un montaje de circuitos de tuberías interconectadas que están sujetos

al mismo conjunto o conjuntos de condiciones de diseño y

transmitir, distribuir, mezclar, separar, descarga, metro, control o desaire

flujos de fluidos.

NOTA

Los sistemas de tuberías también incluyen elementos de tubería de apoyo,

pero no incluyen las estructuras de apoyo, tales como marcos estructurales

y fundaciones.

1.3.68

Identificación Positiva de Materiales

PMI

Cualquier evaluación física o examen de un material para confirmar que el

material, que ha sido o va a ser colocado en servicio,

es consistente con el material de aleación seleccionado o especificado

designado por el propietario / usuario.

NOTA

Estas evaluaciones o pruebas pueden proporcionar información cualitativa o

cuantitativa que es suficiente para verificar la aleación nominal

composición.

1.3.69

posterior a la soldadura de tratamiento térmico

PWHT

El tratamiento que consiste en el calentamiento de una pieza soldada toda o

una pieza de tubería fabricada a una temperatura elevada después de

finalización de la soldadura con el fin de aliviar los efectos perjudiciales de

calor de soldadura, tales como reducir las tensiones residuales,

reducir la dureza, y / o ligeramente modificar propiedades Ver ASME B31.3

párrafo 331.

1.3.70

barrera de presión

La parte de la tubería que contiene los elementos de tubería de retención de

presión unidas o ensambladas en presión apretado

sistemas que contiene fluido. Componentes barrera de presión incluyen

tuberías, tubos, conexiones, bridas, juntas, las gasas,

válvulas y otros dispositivos tales como juntas de dilatación y las

articulaciones flexibles.

NOTA

También vea definición de límite nonpressure.

1.3.71

espesor de diseño de presión

Espesor de pared de tubo mínimo permitido necesario para mantener la

presión de diseño a la temperatura de diseño.

NOTA 1 Presión espesor de diseño se determina mediante la fórmula de

código de clasificación, incluyendo el espesor de refuerzo necesario.

NOTA 2 Presión espesor de diseño no incluye el grosor de las cargas

estructurales, tolerancia de corrosión, o tolerancias de molino.

1.3.72

tuberías de proceso primario

Tuberías de proceso en servicio normal, activo que no se puede valvulado

apagado o, si se valvulado fuera, afectaría significativamente unidad

operabilidad. Tuberías de proceso primaria incluye normalmente más tuberías

de proceso mayor que NPS 2, y por lo general no lo hace

incluir pequeño orificio o tuberías de proceso auxiliar (véase también tuberías

de proceso secundario).

1.3.73

procedimientos

Un documento que especifica o describe cómo una actividad se va a realizar

en un sistema de tuberías.

NOTA

Un procedimiento puede incluir métodos que se emplearán, equipos o

materiales que se utilizarán, las cualificaciones del personal

involucrados, y la secuencia de trabajo.






de IHS

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12

API 570

1.3.74

tuberías de proceso

Hidrocarburos o química tubería situada en, o asociado con una instalación de

refinería o de fabricación. Tuberías de proceso

incluye piperack, patio de tanques y tuberías de unidad de proceso, pero

excluye las tuberías de servicios públicos.

1.3.75

Seguro de calidad

Todas las acciones planificadas, sistemáticas y preventivas necesarias para

determinar si los materiales, equipos o servicios se reunirán

especifica los requisitos para que la tubería llevará a cabo de manera

satisfactoria en el servicio.

NOTA

El contenido de un manual de inspección de garantía de calidad para sistemas

de tuberías se describen en 4.3.1.1.

01.03.76

control de calidad

Esas actividades físicas que se realizan para comprobar la conformidad con

las especificaciones de acuerdo con la calidad

plan de aseguramiento.

1.3.77

renovación

Actividad que descarta un componente existente, ajustada, o una parte de un

circuito de tuberías y lo reemplaza con nuevo o existente

materiales de piezas de los mismos o mejores cualidades como los

componentes de tuberías originales.

1.3.78

reparación

El trabajo necesario para restaurar un sistema de tuberías a una condición

adecuada para un funcionamiento seguro en las condiciones de diseño. Si

ninguno de los cambios de restauración dan lugar a un cambio de temperatura

o presión de diseño, los requisitos para la re-calificación

También será satisfecho. Cualquier soldadura, corte, o la operación de

molienda en un componente de la tubería que contiene la presión no

considera específicamente una alteración se considera una reparación.

1.3.79

organización de reparación

Cualquiera de los siguientes:

a) un propietario o usuario de los sistemas de tuberías que repara o altera su

propio equipo de acuerdo con API 570,

b) un contratista cuyas calificaciones son aceptables para el propietario o

usuario de los sistemas de tuberías y quién hace las reparaciones o

alteraciones de acuerdo con API 570,

c) que esté autorizado por, aceptable, o que no esté prohibido por la

jurisdicción y que hace reparaciones en

acuerdo con API 570.

1.3.80

clasificación

Los cálculos para establecer presiones y temperaturas apropiadas para un

sistema de tuberías, incluyendo la presión de diseño /

temperatura, PSMA, mínimos estructurales, espesores requeridos, etc.

1.3.81

recalificación

Un cambio en la temperatura de diseño, la presión de diseño o la PSMA de un

sistema de tuberías (a veces llamado valoraciones). LA

recalificación puede consistir en un aumento, una disminución, o una

combinación de ambos. Reducción de potencia por debajo de las condiciones

originales de diseño es

un medio para proporcionar una mayor tolerancia de corrosión.






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1.3.82

inspección basado en el riesgo

RBI

Un proceso de evaluación de riesgos y la gestión de riesgos que se centra en la

planificación de la inspección de los sistemas de tuberías para la pérdida de

contención en las instalaciones de procesamiento, que considera tanto la

probabilidad de fallo y consecuencia de un fallo debido a

deterioro del material.

1.3.83

escaneo

Técnica de inspección utiliza para encontrar la medición del espesor más

delgado en un CML. Ver orientación contenida en API 574.

1.3.84

bonder secundaria

Un individuo que se une y superposiciones curados subconjuntos de tuberías

de PRFV.

1.3.85

tuberías de proceso secundario

Tuberías de proceso, a menudo SBP aguas abajo de las válvulas de bloqueo

que se puede cerrar sin afectar significativamente el proceso de

unidad de operabilidad.

01.03.86

tuberías de pequeño calibre

PAS

Piping que es menor que o igual a 2 NPS.

1.3.87

-suelo-aire interfaz

S / A

Un área en la que se puede producir corrosión externa en tuberías

parcialmente enterrado.

NOTA

La zona de la corrosión puede variar dependiendo de factores tales como la

humedad, contenido de oxígeno del suelo, y operativo

la temperatura. La zona se considera generalmente para ser de 12 pulg. (305

mm) por debajo de 6 pulg. (150 mm) por encima de la superficie del

suelo.Pipe

corre paralela con la superficie del suelo que contacta con el suelo está

incluido.

1.3.88

carrete

Una sección de la tubería comprendida por bridas u otros accesorios de

conexión, tales como los sindicatos.

1.3.89

espesor mínimo estructural

Espesor mínimo sin tolerancia de corrosión, en base a las cargas estructurales

y otros.

1.3.90

reparaciones temporales

Las reparaciones realizadas a los sistemas de tuberías con el fin de restaurar la

integridad suficiente para continuar la operación segura hasta permanente

reparaciones pueden programarse y realizarse en un plazo aceptable para el

inspector o tuberías ingeniero de tiempo.

01.03.91

tuberías patio de tanques

Tuberías de proceso dentro de los diques de tanques o directamente asociado

con un patio de tanques.

3.2 Siglas

LMC

ubicación de monitoreo de condición

CUI

la corrosión bajo aislamiento, incluyendo corrosión bajo tensión bajo

aislamiento

FRP

de plástico de fibra de vidrio reforzada

LT

a largo plazo

MOC

gestión del cambio






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14

API 570

PSMA

la presión máxima de trabajo permitida

MDR

informes de datos del fabricante

Montana

técnica de partículas magnéticas

MTR

informe de la prueba material de

ECM

examen no destructivo

NPS

tamaño nominal de la tubería (seguido, en su caso, por el número específico

de designación de tamaño sin un

símbolo pulgadas)

PQR

registro cualificación procedimiento

PT

técnica de líquido penetrante

PWHT

Publicación de soldadura de tratamiento térmico

RBI

inspección basado en el riesgo

RT

examen radiográfico (método) o la radiografía

RTP

plástico termoestable reforzada

PAS

tuberías de pequeño calibre

ST

Corto plazo

SMYS

límite elástico mínimo especificado

Utah

examen ultrasónico (método)

WPS

especificación del procedimiento de soldadura

4 Propietario / Usuario Organización Inspección

4.1 Generalidades

Un propietario / usuario de los sistemas de tuberías ejercerá el control de la

inspección del sistema de tuberías programa, la inspección

frecuencias, y mantenimiento y es responsable de la función de un organismo

de control autorizado, de conformidad

con lo dispuesto en el API 570. El / organización de inspección de usuario

propietario también deberá controlar las actividades relacionadas con la

calificación, reparación y alteración de sus sistemas de tuberías.

Integridad operativo sobres (ventanas) debe ser establecido para los

parámetros del proceso (tanto física y química)

que podrían afectar la integridad del equipo, si no se controla

adecuadamente. Ejemplos de los parámetros de proceso incluyen

temperaturas, presiones, velocidades de fluido, pH, caudales, las tasas de

químicos o de inyección de agua, los niveles de corrosión

mandantes, la composición química, etc. parámetros de proceso clave para

sobres que operan integridad deben ser

identificar e implementar, límites superior e inferior establecidos, según sea

necesario, y las desviaciones de estos límites deben ser

señalado a la atención del personal de inspección / ingeniería. Especial

atención a la integridad de monitoreo operativo

sobres también deben ser proporcionados durante la creación de empresas,

paros y alteraciones en el proceso significativos.

4.2 Tuberías Autorizado Inspector Calificación y Certificación

Inspectores de tuberías autorizados deberán tener la formación y la

experiencia de conformidad con el anexo A de esta inspección

código. Inspectores de tuberías autorizados serán certificados de conformidad

con las disposiciones del Anexo A. Siempre que el término

inspector se utiliza en este código, se refiere a un inspector de tuberías

autorizado.






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4.3 Responsabilidades

4.3.1 Organización propietario / usuario

4.3.1.1 Sistemas y Procedimientos

Una organización propietario / usuario es responsable de desarrollar,

documentar, implementar, ejecutar y evaluar

sistemas de inspección de tuberías y procedimientos de inspección que se

adapte a los requisitos de este código de inspección. Estas

sistemas y procedimientos estarán contenidos en un sistema de gestión de la

inspección de control de calidad / reparación y deberá

incluir:

a) organización y estructura para el personal de inspección de informes;

b) la documentación y el mantenimiento de inspección y control de calidad los

procedimientos;

c) la documentación y la presentación de informes de inspección y resultados

de pruebas;

d) desarrollo y documentación de los planes de inspección;

e) desarrollar y documentar las evaluaciones basadas en el riesgo;

f) desarrollar y documentar los intervalos de inspección apropiados;

g) la acción correctiva para inspección y prueba de los resultados;

h) la auditoría interna para el cumplimiento del manual de inspección de

control de calidad;

i) la revisión y aprobación de planos, cálculos de diseño y especificaciones

para reparaciones, alteraciones y reratings;

j) asegurar que todos los requisitos jurisdiccionales para la inspección de

tuberías, reparaciones, alteraciones y recalificación son continuamente

reunió;

k) informar al inspector de tuberías autorizado ningún cambio de proceso que

podría afectar a la integridad de las tuberías;

l) requisitos de capacitación para el personal de inspección en relación con

herramientas de inspección, técnicas y conocimientos técnicos

base;

m) controles necesarios para que sólo los soldadores y procedimientos

calificados se utilizan para todas las reparaciones y alteraciones;

n) controla necesario para que se utilizan personal y procedimientos sólo

calificados NDE;

o) controla necesario para que se utilizan sólo materiales que se ajusten a la

sección correspondiente del Código ASME para

reparaciones y alteraciones;

p) controla necesario para que toda medida de inspección y equipos de prueba

se mantengan adecuadamente y

calibrada;

q) controla necesario para que el trabajo de inspección o reparación contrato

organizaciones cumplen la misma inspección

requisitos que la organización propietario / usuario;

r) los requisitos de auditoría interna para el sistema de control de calidad para

los dispositivos de alivio de presión.






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16

API 570

4.3.1.2 MOC

El propietario / usuario también es responsable de la implementación de un

proceso de MOC eficaz que revisar y cambios de control

al proceso y al hardware. Un proceso de MOC eficaz es vital para el éxito de

cualquier integridad de tuberías

programa de gestión con el fin de que el grupo de inspección será capaz de

anticipar los cambios en la corrosión u otro

las variables de deterioro y alteran el plan de inspección para dar cuenta de

esos cambios. El proceso de MOC incluirá la

materiales apropiados / experiencia de la corrosión y la experiencia con el fin

de pronosticar con eficacia los cambios que podrían afectar

la integridad de tuberías. El grupo de inspección debe estar involucrado en el

proceso de aprobación de los cambios que puedan afectar a las tuberías

integridad. Los cambios en el hardware y el proceso se incluirán en el proceso

de MOC para asegurar su efectividad.

4.3.2 Las tuberías Ingeniero

El ingeniero de la tubería es responsable al propietario / usuario de las

actividades relacionadas con el diseño, revisión de ingeniería, calificación,

análisis o evaluación de los sistemas de tuberías cubiertas por API 570.

Organización 4.3.3 Reparación

Todas las reparaciones y modificaciones se llevarán a cabo por una

organización de reparación. La organización de reparación será responsable

ante

el propietario / usuario y proporcionarán los materiales, equipos, control de

calidad, y mano de obra necesaria para mantener

y reparar los sistemas de tuberías de acuerdo con los requisitos de API 570.

4.3.4 Tubería Inspector Autorizado

Cuando se llevan a cabo inspecciones, reparaciones o alteraciones en los

sistemas de tuberías, un inspector de tuberías autorizado deberá

responsable ante el propietario / usuario para determinar que los requisitos de

API 570 sobre la inspección, el examen, la calidad

seguridad y pruebas de que se cumplan. El inspector deberá participar

directamente en las actividades de inspección, en la mayoría de los casos

requerirá actividades de campo para asegurar que se siguen los

procedimientos. El inspector es también responsable de la ampliación de la

alcance de la inspección (con una consulta adecuada con ingenieros /

especialistas), cuando estén justificadas en función de la

resultados de la inspección. Cuando se descubrieron las no conformidades, el

inspector es responsable de notificar al

propietario-usuario de una manera oportuna y haciendo reparaciones u otras

recomendaciones de mitigación apropiadas.

El inspector de tuberías autorizado podrá ser asistido en las inspecciones

visuales rendimiento por otras debidamente capacitado y

individuos cualificados, que pueden o no ser certificados inspectores de

tuberías (por ejemplo, los examinadores y personal de operación).

El personal que realiza las ECM deberán reunir los requisitos señalados en

4.3.5, pero no necesitan ser autorizada tuberías

inspectores. Sin embargo, todos los resultados de los exámenes serán

evaluados y aceptados por el inspector de tuberías autorizado.

4.3.5 Los examinadores

4.3.5.1 El examinador deberá realizar el ECM de acuerdo con los requisitos

del trabajo.

4.3.5.2 El examinador no está obligado a obtener la certificación de

conformidad con el Anexo A y no tiene por qué ser un

empleado del propietario / usuario. El examinador deberá estar capacitado y

competente en los procedimientos de END se utiliza y

puede ser requerido por el propietario / usuario para demostrar la competencia

mediante la celebración de certificaciones en esos procedimientos.Ejemplos

de

otras certificaciones que pueden ser necesarios incluyen ASNT SNT-TC-1A

[1]

, ASNT CP-189

[2]

Y AWS QC1

[3]

.

4.3.5.3 El empleador de El examinador deberá mantener registros de

certificación de los examinadores empleadas, incluidas las fechas

y los resultados de las calificaciones del personal. Estos registros estarán a

disposición del inspector.






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4.3.6 Otro Personal

Funcionamiento, mantenimiento, ingeniería u otro personal que tienen

conocimiento o pericia especial en relación con

sistemas de tuberías particulares serán responsables de la notificación

oportuna al inspector o un ingeniero de cuestiones que pueden

afectar a la integridad de las tuberías tales como las siguientes:

a) cualquier acción que requiere MOC;

b) las operaciones fuera de los sobres que operan integridad definida;

c) los cambios en la fuente de materia prima y otros fluidos de proceso;

d) fallas de tuberías, acciones de reparación realizados e informes de análisis

de fallas;

e) los métodos de limpieza y descontaminación otros procedimientos de

mantenimiento utilizados o que puedan afectar a las tuberías y

la integridad del equipo;

f) los informes de las experiencias que otras plantas han tenido con tuberías

servicio similar y fallas en los equipos asociados;

g) las condiciones inusuales que se pueden desarrollar (por ejemplo, ruidos,

fugas, vibraciones, etc.).

5 de inspección, Prácticas de examen y pruebas de presión

5.1 Planes de Inspección

5.1.1 Desarrollo de un Plan de Inspección

5.1.1.1 Se establecerá un plan de inspección para todos los sistemas de

tuberías en el ámbito de este código. La inspección

plan será desarrollado por el inspector y / o ingeniero. Un especialista de la

corrosión debe ser consultado cuando sea necesario para

aclarar los mecanismos de daños potenciales y los lugares específicos donde

puede ocurrir la degradación. Un especialista de la corrosión

debe ser consultado cuando se desarrolla el plan de inspección de los sistemas

de tuberías que operan a temperaturas elevadas

[por encima de 750 ° F (400 ° C)] y la tubería sistemas que operan por debajo

de la temperatura de transición de dúctil a frágil.

5.1.1.2 El plan de inspección se desarrolló a partir del análisis de varias

fuentes de datos. Los sistemas de tuberías serán

evaluadas en base a los tipos actuales o posibles de mecanismos de daño. Los

métodos y el alcance de ECM serán

evaluado para asegurar que puedan identificar adecuadamente el mecanismo

de daño y la gravedad del daño. Exámenes

será programada a intervalos que consideran el:

a) el tipo de daño,

b) la tasa de progresión del daño,

c) la tolerancia del equipo para el tipo de daño,

d) la capacidad del método de ECM para identificar el daño,

e) intervalos máximos definidos en los códigos y normas, y

f) el alcance de su examen.

Además, se recomienda el uso de RBI (ver 5.2) en el desarrollo de los planes

de inspección requeridos, y revisar

historial de operaciones recientes y registros MOC que puedan afectar a los

planes de inspección.






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API 570

5.1.1.3 El plan de inspección debe ser desarrollado utilizando las fuentes más

apropiadas de información, incluidos los

las referencias que figuran en la Sección 2. Los planes de inspección deberán

ser revisados y modificados según sea necesario cuando las variables que

pueden

se identifican mecanismos de daño de impacto y / o las tasas de deterioro. Ver

API 574 para obtener más información sobre la

desarrollo de planes de inspección.

5.1.2 Contenido Mínimo de un Plan de Inspección

El plan de inspección deberá contener las tareas de inspección y el calendario

necesario para controlar el daño identificado

mecanismos y aseguran la integridad de presión de los sistemas de tuberías. El

plan debe:

a) definir el tipo (s) de la inspección es necesario, por ejemplo, interna,

externa, en funcionamiento (no intrusiva);

b) identificar la próxima fecha de inspección para cada tipo de inspección;

c) describir los métodos de inspección y las técnicas de END;

d) describir la extensión y la ubicación de la inspección y el ECM en CMLs;

e) describir los requisitos de limpieza de superficies necesarias para la

inspección y exámenes para cada tipo de inspección;

f) describen los requisitos de cualquier prueba de presión necesaria (por

ejemplo, tipo de prueba, prueba de presión, temperatura de ensayo, y

duración); y

g) Describir las reparaciones necesarias si se conoce o previamente

planificada antes de la próxima inspección.

Planes de inspección genéricos basados en los estándares y prácticas de la

industria se pueden utilizar como punto de partida en el desarrollo de

planes de inspección específicos. El plan de inspección puede o no puede

existir en un solo documento, sin embargo el contenido de la

plan debe ser fácilmente accesible desde los sistemas de datos de inspección.

5.1.3 Contenido adicional de un Plan de Inspección

Los planes de inspección también pueden contener otros detalles para ayudar

en la comprensión de los fundamentos del plan y en la ejecución de

el plan. Algunos de estos detalles pueden incluir:

a) la descripción de los tipos de daño esperado o con experiencia en los

sistemas de tuberías;

b) la definición de la localización del daño esperado;

c) la definición de cualquier acceso especial, y la preparación necesaria.

5.2 RBI

RBI se puede utilizar para determinar los intervalos de inspección y el tipo y

extensión de los futuros de inspección / exámenes.

Cuando el propietario / usuario decide realizar una evaluación RBI que deberá

incluir una evaluación sistemática tanto de la

probabilidad y la consecuencia asociada de fallo, de acuerdo con API 580.

API 581

[4]

detalles una impulsada

metodología que tiene todos los elementos clave definidos en API 580.

Identificar y evaluar los mecanismos de daño potencial, la condición del

equipo actual y la eficacia de la

inspecciones últimos son pasos importantes en la evaluación de la

probabilidad de fallo de tuberías. La identificación y la evaluación de la

fluido de proceso (s), posibles lesiones, daños ambientales, daños al equipo y

tiempo muerto del equipo son

pasos importantes en la evaluación de las consecuencias de la falta de

tuberías. La identificación de los sobres de integridad para operar clave

variables de proceso es un complemento importante de RBI (ver 4.1).






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Evaluación 5.2.1 Probabilidad

La evaluación de la probabilidad se hará de acuerdo con API 580 y se basará

en todas las formas de daño que pudiera

razonablemente esperar que afectar a los equipos en cualquier servicio en

particular. Ejemplos de esos mecanismos de daño son

se muestra en la Tabla 1. Además, la eficacia de las prácticas de inspección,

las herramientas y las técnicas utilizadas para la búsqueda de la

se evaluarán los posibles mecanismos de daño.

Otros factores que deben ser considerados en una evaluación de la

probabilidad son:

a) la idoneidad de los materiales de construcción;

b) las condiciones de diseño de equipos, en relación con las condiciones de

funcionamiento;

c) adecuación de los códigos de diseño y estándares utilizados;

d) la eficacia de los programas de monitoreo de la corrosión;

e) la calidad de los programas de mantenimiento y de control de garantía de

calidad / calidad de la inspección;

f) los requisitos tanto de la retención de presión y estructurales;

g) Las condiciones de funcionamiento tanto en el pasado y previstas.

Tubería de datos de falla será información importante para esta evaluación al

realizar una evaluación de la probabilidad.

Evaluación 5.2.2 Consecuencia

La consecuencia de una liberación depende del tipo y la cantidad de fluido de

proceso contenido en el equipo. los

evaluación de las consecuencias debe estar de acuerdo con API 580 y tendrá

en cuenta los incidentes potenciales que pueden

ocurrir como resultado de la liberación de fluido, el tamaño de una posible

liberación, y el tipo de un comunicado de potencial (incluye

explosión, incendio, o exposición a tóxicos.) La evaluación también debe

determinar los posibles resultados que pueden ocurrir como

resultado de la liberación de fluido o daños en el equipo, que pueden incluir:

efectos sobre la salud, el impacto ambiental, adicional

daños en el equipo, y el tiempo de inactividad del proceso o desaceleración.

5.2.3 Documentación

Es esencial que todas las evaluaciones RBI ser bien documentados de acuerdo

con API 580 definiendo claramente toda la

factores que contribuyen tanto a la probabilidad y la consecuencia de un fallo

del equipo.

Después se llevó a cabo una evaluación de RBI, los resultados pueden ser

utilizados para establecer el plan de inspección de equipos y mejor

definir lo siguiente:

a) la inspección más apropiada y NDE métodos, herramientas y técnicas;

b) el alcance de ECM (por ejemplo, el porcentaje de equipos para examinar);

c) el intervalo para las inspecciones internas (en su caso), externos, y sobre-

corriente;

d) la necesidad de pruebas de presión después de haberse producido el daño o

después de las reparaciones / alteraciones se han completado;

e) la prevención y las medidas de mitigación para reducir la probabilidad y

consecuencia de fallas en los equipos. (por ejemplo, reparaciones,

cambios en el proceso, inhibidores, etc.).






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API 570

5.2.4 Frecuencia de RBI Evaluaciones

Cuando se utilizan las evaluaciones RBI para establecer intervalos de

inspección de equipos, la evaluación se actualizará después de cada

Inspección de los equipos como se define en la API de evaluación 580. El RBI

también se actualizará cada proceso de tiempo o

cambios de hardware se hacen o después de que ocurra cualquier evento que

podría afectar significativamente las tasas de daños o daños

mecanismos. Los intervalos máximos entre las evaluaciones RBI se describen

en 6.3.2, Tabla 2.

5.3 Preparación para la Inspección

5.3.1 Generalidades

Las medidas de seguridad se incluirán en la preparación de sistemas de

tuberías para las actividades de inspección y mantenimiento de

eliminar la exposición a fluidos peligrosos, fuentes de energía, y los riesgos

físicos. Reglamentos [por ejemplo, los administrados

por la Administración de Seguridad y Salud Ocupacional de Estados Unidos

(OSHA)] gobernar muchos aspectos de los sistemas de tuberías

inspección y se seguirá en su caso. Además, los procedimientos de seguridad

del propietario / usuario se revisarán

y seguido. Ver API 574 para más información sobre los aspectos de seguridad

de inspección de tuberías.

Procedimientos para la segregación de los sistemas de tuberías, instalación de

persianas (espacios), y prueba de estanqueidad deben ser una parte integral

de las prácticas de seguridad para conexiones de brida. Se tomarán las

precauciones de seguridad apropiadas antes de cualquier sistema de tuberías

es

abren y antes de realizar algunos tipos de inspección externa. En general, la

sección de la tubería que se abre

debe ser aislado de todas las fuentes de nocivos líquidos, gases o vapores y

purgado para eliminar todo el aceite y tóxicos o

gases y vapores inflamables.

5.3.2 Inspección Preparación Equipo

Todas las herramientas, equipo y equipo de protección personal usado durante

las tuberías de trabajo (es decir, la inspección, ECM, presión

pruebas, reparaciones y reformas) deben ser revisados por los daños y / o

operatividad antes de su uso. Equipos ECM y

el equipo de la organización de reparación están sujetos a los requisitos de

seguridad del propietario / usuario de los equipos eléctricos.

Otros equipos que podrían ser necesarios para el acceso al sistema de tuberías,

tales como tablones, andamios, y portátil

escaleras, se debe comprobar la adecuación y seguridad antes de ser

utilizados.

Durante la preparación de sistemas de tuberías para la inspección, equipo de

protección personal debe ser usado cuando sea necesario

ya sea por los reglamentos, el propietario / usuario, o la organización de

reparación.

5.3.3 Comunicación

Antes de iniciar cualquier actividad de inspección y mantenimiento del

sistema de tuberías (ECM, pruebas de presión, reparación o alteración)

el personal debe obtener el permiso del personal operativo responsable de la

tubería para trabajar en las proximidades.

Cuando las personas se encuentran dentro de los sistemas de tuberías de gran

tamaño, todas las personas que trabajan alrededor del equipo deben ser

informados de que

la gente está trabajando dentro de la tubería. Las personas que trabajan en el

interior de la tubería deben ser informados cuando cualquier trabajo va

que hacer en el exterior de la tubería.

5.3.4 Entrada de tuberías

Antes de entrar en la tubería grande, el sistema de tuberías deberá estar aislado

de todas las fuentes de líquidos, gases, vapores, radiación,

electricidad, mecánica y otras fuentes de energía. El sistema de tuberías se

debe drenar, purgar, limpiar,

ventilado, gas probado y bloqueado / etiquetado antes de su inscripción.

Procedimientos para asegurar la ventilación de seguridad continua y

precauciones para garantizar la seguridad de evacuación de salida / de

emergencia de

personal del sistema de tuberías deben ser claramente comunicadas a todos los

involucrados. La documentación de estos

precauciones se requiere antes de cualquier entrada del sistema de tuberías.






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Antes de entrar en los sistemas de tuberías, las personas deberán obtener el

permiso del personal de operación responsables. Dónde

necesaria para la entrada en espacios confinados, equipo de protección

personal deberá ser usado que proteger a los individuos de

riesgos específicos que puedan existir en el sistema de tuberías.

5.3.5 Registros de la opinión

Antes de realizar cualquiera de las inspecciones requeridas, los inspectores

deberán familiarizarse con la historia previa de la

sistema de tuberías de las que son responsables. En particular, se deben revisar

la inspección previo del sistema de tuberías

resultados, reparaciones anteriores, el plan de inspección actual, y / o otras

inspecciones de servicios similares. Además, es aconsejable

conocer la historia reciente de operación que pueda afectar el plan de

inspección. Los tipos de modos de daños y las fallas

experimentado por los sistemas de tuberías están dentro de API 571

[5]

y API 579 a 1 / ASME FFS-1.

5.4 Inspección de tipos y ubicaciones de los modos de Daños del deterioro

y ruptura

5.4.1 Equipo Tipos de Daños

5.4.1.1 Los sistemas de tuberías son susceptibles a diversos tipos de daños por

varios mecanismos de daño. Típico

tipos de daño y mecanismos se muestran en la Tabla 1.

5.4.1.2 La presencia o potencial de daños en el equipo depende de su material

de construcción, diseño,

construcción, y las condiciones de funcionamiento. El inspector debe estar

familiarizado con estas condiciones y con las causas

y las características de los defectos potenciales y mecanismos de daño

asociados con el equipo que se inspeccionan.

Tabla 1-Algunos Tipos y mecanismos de tuberías Daños típicos

Tipo de daños

Mecanismo de Daños

Pérdida general y local de metal

Sulfuración

Oxidación

Corrosión influenciada microbiológicamente

La corrosión por ácido orgánico

Erosión / erosión y corrosión

Corrosión galvánica

CUI

Agrietamiento de la superficie conectada

Fatiga

Estrés cáustica agrietamiento por corrosión bajo

Estrés Sulfuro de craqueo

Cloruro agrietamiento por corrosión bajo tensión

Ácido Polythionic corrosión bajo tensión

Otras formas de agrietamiento ambiental

Agrietamiento del subsuelo

El hidrógeno agrietamiento inducido

Microfisuración / micro-huecos

formación

Ataque de hidrógeno de alta temperatura

Fluencia

Cambios metalúrgicos

Grafitización

Fragilización Temper

Ampollas

Ampollas de hidrógeno

Cambios dimensionales

Fluencia y la tensión de ruptura

Térmica

Propiedades de los materiales cambios

Fractura por fragilidad

NOTA

API 571 tiene una lista mucho más completa y descripción de los daños

mecanismos con experiencia en la industria de refinación y petroquímica.






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API 570

5.4.1.3 La información detallada referente a mecanismos de daño comunes

(factores críticos, apariencia, y típico

inspección y técnicas de monitorización) se encuentra en API 571

[5]

y otras fuentes de información sobre el daño

mecanismos incluidos en la bibliografía. Prácticas de inspección

recomendadas adicionales para tipos específicos de daños

mecanismos se describen en API 574

[7]

.

5.4.2 Áreas de deterioro de los sistemas de tuberías

Cada propietario / usuario deberá proporcionar una atención específica a la

necesidad de la inspección de los sistemas de tuberías que son susceptibles de

los siguientes tipos y áreas de deterioro específicas:

a) los puntos de inyección y mezclar puntos,

b) deadlegs,

c) CUI,

d) interfaces de aire del suelo,

e) específica de servicio y la corrosión localizada,

f) la erosión y la corrosión / erosión,

g) agrietamiento ambiental,

h) la corrosión por debajo de revestimientos y depósitos,

i) agrietamiento por fatiga,

j) fluencia grietas,

k) la fractura por fragilidad,

l) los daños por congelación,

m) punto de contacto a la corrosión.

Consulte la API 571 y API 574 para obtener información más detallada acerca

de los tipos indicados anteriormente y áreas de deterioro.

5.5 Tipos Generales de Inspección y Vigilancia

Los diferentes tipos de inspección y vigilancia sean adecuados en función de

las circunstancias y el sistema de tuberías

(ver nota). Estos incluyen los siguientes:

a) inspección visual interna,

b) en funcionamiento inspección,

c) Inspección de espesor de medición,

d) inspección visual externa,

e) inspección CUI,

f) vibración de inspección de tuberías,






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g) inspección suplementaria,

h) la inyección de inspección punto.

NOTA

Consulte la Sección 6 de intervalo / frecuencia y el alcance de la

inspección. Las imperfecciones detectadas durante las inspecciones y

exámenes deben caracterizarse, tamaño, y evaluados por la Sección 7.

5.5.1 Inspección visual interna

Inspecciones visuales internas no se realizan normalmente en las

tuberías. Cuando sea posible y práctico, interna visual

inspecciones pueden ser programadas para sistemas tales como líneas de gran

diámetro de transferencia, ductos, líneas de catalizador, u otro a gran

sistemas de tuberías de diámetro. Estas inspecciones son de naturaleza similar

a las inspecciones de recipientes a presión y debe ser

llevado a cabo con los métodos y procedimientos similares a los descritos en

API 510 y API 574. inspección visual remota

técnicas pueden ser útiles al inspeccionar la tubería demasiado pequeña para

entrar.

Se proporciona una oportunidad adicional para la inspección interna cuando se

desconectan las bridas de tuberías, lo visual

la inspección de las superficies internas con o sin el uso de ECM. Extracción

de una sección de la tubería y la división a lo largo de su

central también permite el acceso a las superficies internas en que haya

necesidad de dicha inspección.

5.5.2 El flujo de Inspección

La inspección en funcionamiento puede ser requerido por el plan de

inspección. Todas las inspecciones sobre corriente deben ser realizadas por

ya sea un inspector o examinador. Todos los trabajos de inspección en

funcionamiento realizada por un examinador estará autorizado y

aprobado por el inspector. Cuando en funcionamiento se especifican las

inspecciones de la barrera de presión, deberán ser

diseñado para detectar los mecanismos de daño identificados en el plan de

inspección.

La inspección puede incluir varias técnicas de END para comprobar si hay

varios tipos de daños. Las técnicas utilizadas en situ

inspecciones de flujo son elegidos por su capacidad de identificar mecanismos

de daño en particular desde el exterior y de su

capacidades para llevar a cabo en las condiciones de flujo del sistema de

tubería (por ejemplo, temperaturas de metal). La externa

inspección de medición de espesores se describe en 5.5.3 a continuación

puede ser parte de una inspección en funcionamiento.

API 574 proporciona más información sobre la inspección del sistema de

tuberías y se debe utilizar cuando se realiza en funcionamiento

inspecciones de tuberías.

5.5.3 Medición de espesor de Inspección

Las mediciones de espesores se obtienen para verificar el espesor de

componentes de tuberías. Estos datos son utilizados para calcular la

tasas de corrosión y la vida restante del sistema de tuberías. Las mediciones de

espesores se obtendrán por el inspector

o el examinador en la dirección del inspector. El propietario / usuario deberá

garantizar que todas las personas la realización de espesor

mediciones están capacitados y calificados de conformidad con el

procedimiento aplicable utilizado durante el examen.

Normalmente se toman mediciones de espesor, mientras que la tubería está en

funcionamiento. On-corriente de monitorización espesor es un buen

herramienta para el monitoreo de la corrosión y la evaluación de posibles

daños debido al proceso o cambios operativos.

El inspector debe consultar con un especialista en corrosión cuando la

velocidad de corrosión de corto plazo cambia significativamente de

la tasa identificado anterior para determinar la causa. Las respuestas

apropiadas a las tasas de corrosión acelerada puede

incluir, lecturas adicionales de espesor, exploraciones UT en zonas

sospechosas, control de la corrosión / proceso, revisiones del

tuberías plan de inspección y hacer frente a las no conformidades.

5.5.4 Externa Inspección Visual

Una inspección visual externa se realiza para determinar la condición de la

parte exterior del sistema de tuberías, aislamiento,

pintura y recubrimiento de sistemas y hardware asociado; y para verificar si

hay signos de desalineación, vibración y

fugas.Cuando la acumulación de productos de corrosión se observa en el

soporte de la tubería áreas de contacto, puede ser necesario para levantar la

tubería fuera






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API 570

tales soportes para la inspección. Al levantar la tubería que se encuentra en

funcionamiento, un cuidado especial debe ser ejercido y consulta

con un ingeniero puede ser necesario. En lugar de o complementaria a la

tubería de elevación, métodos ECM apropiados (por ejemplo,

onda guiada EMAT cordero de onda) puede ser utilizado. Inspecciones de

tuberías externas se pueden hacer cuando el sistema de tuberías es in-

servicio. Consulte la API 574 para obtener información sobre la realización de

las inspecciones externas. Inspecciones de tuberías externas pueden

incluir inspecciones por CUI 5.5.6.

Inspecciones externas deberán incluir encuestas para la condición de perchas

de tuberías y soportes. Los casos de grietas o

perchas rotas, "tocar fondo" de los soportes de la primavera, los zapatos de

apoyo desplazados de miembros de soporte u otro

condiciones de retención indebidas serán reportados y corregidos. Soporte

vertical piernas ficticias también se comprobarán a

confirman que no han llenado de agua que está causando corrosión externa de

la tubería de presión o interna

la corrosión de la pata de apoyo. Soporte horizontal piernas ficticias también

deberán ser evaluados para determinar ese ligero

desplazamientos de la horizontal no están causando trampas de humedad

contra la superficie externa de la tubería activo

componentes.

Juntas de expansión de fuelle deben ser inspeccionados visualmente para

detectar deformaciones inusuales, desalineación o desplazamientos que

podrá exceder de diseño. Componentes de tuberías no estándar (por ejemplo,

mangueras flexibles) pueden tener diferentes mecanismos de degradación.

Ingenieros especialistas o fuentes de datos del fabricante pueden necesitar ser

consultado en el desarrollo de planes de inspección válidos para

estos componentes.

El inspector debe examinar el sistema de tuberías para detectar la presencia de

cualquier modificación de campo o no reparaciones temporales

previamente registrado en los dibujos de tuberías y / o registros. El inspector

también debe estar alerta ante la presencia de cualquier

componentes que pueden ser inadecuados para la operación a largo plazo,

tales como bridas impropias, reparaciones temporales (pinzas),

modificaciones (mangueras flexibles), o válvulas de especificación

incorrecta. Componentes roscados y otro carrete embridado

piezas que se pueden quitar fácilmente y reinstalado merecen especial

atención debido a su mayor potencial para

instalación de materiales de construcción incorrectas.

La inspección externa periódica se pide en 6.4 normalmente debe ser realizada

por el inspector, quien también será

responsable de mantenimiento de registros y la inspección de

reparación. Personal de operación o de mantenimiento calificados también

pueden llevar a cabo

inspecciones externas, cuando sean aceptables para el inspector. En tales

casos, las personas la realización de tuberías externas

inspecciones de conformidad con API 570 serán calificados a través de una

cantidad apropiada de entrenamiento.

Además de estas inspecciones externas programadas que se documentan en

los registros de inspección, es beneficioso para la

personal que frecuentan la zona reportar el deterioro o cambios al inspector

(ver API 574 para ver ejemplos de

dicho deterioro).

5.5.5 Inspección Externa del Equipo Enterrado

Tuberías enterradas deberán ser inspeccionados para determinar su estado de

la superficie externa. El intervalo de inspección externa será

basándose en la información obtenida velocidad de corrosión:

a) durante la actividad de mantenimiento sobre la conexión de la tubería de

material similar;

b) a partir del examen periódico de manera similar enterrados cupones de

prueba de corrosión de un material similar;

c) a partir de porciones representativas de la tubería real;

d) de tuberías enterradas en circunstancias similares;

e) de los dispositivos de vigilancia espesor instalados de forma permanente;

f) de las inspecciones llevadas a cabo con el equipo visual remota, si es

posible; o

g) a partir de los resultados de los estudios de protección catódica.






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Inspección 5.5.6 CUI

Inspección para la CUI se considerará para la tubería externamente aislada en

áreas o rangos de temperatura que son

susceptibles a la CUI se muestra como se indica en API 574. inspecciones

CUI puede llevarse a cabo como parte de la externa

inspección. Si se encuentra algún daño CUI durante controles sobre el terreno,

el inspector debe inspeccionar otras zonas sensibles de la

equipo.

Aunque el aislamiento externo puede parecer estar en buenas condiciones,

daños CUI todavía puede estar ocurriendo. Inspección CUI

puede requerir la extirpación de parte o la totalidad de aislamiento. Si

revestimientos externos están en buenas condiciones y no hay razón para

daño sospechoso detrás de ellos, no es necesario eliminarlos para la

inspección del equipo. Daños CUI es

a menudo bastante insidiosa ya que puede ocurrir en zonas en las que parece

poco probable.

Consideraciones para la eliminación de aislamiento no se limitan a, pero

incluyen:

a) historia de CUI para el sistema de tuberías específico o sistemas de tuberías

comparables;

b) la condición visual de la cubierta externa y el aislamiento;

c) la prueba de fugas de fluido (por ejemplo, manchas o vapores);

d) si los sistemas de tuberías están en servicio intermitente;

e) la condición / estado de la capa externa, si se conoce;

f) evidencia de áreas con aislamiento húmedo;

g) el tipo de aislamiento utilizado y si se sabe que el aislamiento de absorber y

retener agua.

Vigilancia 5.5.7 vibrante Tubería y Línea Movimiento

Personal de operación deben informar vibratoria o balanceándose tubería para

el personal de ingeniería o de inspección para la evaluación.

Evidencia de los movimientos de línea significativos que podrían haber

resultado de martillo líquida, de slugging de líquido en líneas de vapor, o

debe ser reportado dilatación térmica anormal. En los lugares en los sistemas

de tuberías que vibran son restringidos para resistir

esfuerzos dinámicos de tubería (por ejemplo, en los zapatos, anclas, guías,

puntales, amortiguadores, suspensiones), MT periódica o PT deben ser

considerado para comprobar la aparición de agrietamiento por

fatiga. Conexiones secundarias deberán recibir una atención especial sobre

todo

tuberías sin soporte lateral pequeño orificio conectado a vibrar tubería.

5.5.8 Inspección Suplementario

Otras inspecciones se pueden programar según sea apropiado o

necesario. Ejemplos de tales inspecciones incluyen el uso periódico

de la radiografía y / o la termografía para detectar ensuciamiento o

taponamiento interno, la termografía para detectar puntos calientes en

sistemas de revestimiento refractario, inspecciones adicionales después de los

trastornos de la unidad proceso reportados, verificando los datos medidos

previamente

la precisión, la inspección de agrietamiento del medio ambiente, y cualquier

otro mecanismo de daño específico de tuberías. Acústica

emisión, detección de fugas acústica, y la termografía se pueden utilizar para

la detección de fugas a distancia y vigilancia. Áreas

susceptibles a la erosión localizada o la erosión-corrosión debe inspeccionarse

mediante inspección visual interna si es posible

o mediante el uso de la radiografía. Escaneo de las zonas con UT es también

una buena técnica y se debe utilizar si la línea es

más grande que NPS 12.

5.5.9 Inyección Punto de Inspección

Puntos de inyección son a veces sujetos a corrosión acelerada o localizada del

funcionamiento normal o anormal

condiciones. Los que son pueden ser tratados como circuitos de inspección

independientes, y estas áreas necesitan ser inspeccionados

a fondo en un horario regular.






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API 570

Cuando se designa un circuito de punto de inyección para los fines de

inspección, el límite aguas arriba de la recomendada

circuito de punto de inyección es un mínimo de 12 pulg. (300 mm) o tres

diámetros de tubería aguas arriba del punto de inyección,

lo que sea mayor. El límite recomendado aguas abajo del circuito de punto de

inyección es el segundo cambio en el flujo

dirección más allá del punto de inyección, o 25 pies (7,6 m) más allá del

primer cambio en la dirección del flujo, lo que sea menor. En algunos

casos, pueden ser más apropiados para extender este circuito a la siguiente

pieza de equipos a presión, como se muestra en la Figura 1.

La selección de los puntos de medición de espesores (TMLS) dentro de los

circuitos de punto de inyección sujetas a corrosión localizada

debe ser de acuerdo con las siguientes pautas:

a) establecer TMLS sobre los accesorios apropiados dentro del circuito de

punto de inyección,

b) establecer TMLS en la pared de la tubería en el lugar del esperado choque

pared de la tubería de fluido inyectado,

c) establecer TMLS en puntos intermedios a lo largo de la tubería recta ya

dentro del circuito de punto de inyección puede ser

requerido,

d) establecer TMLS tanto a los límites anteriores y posteriores del circuito de

punto de inyección.

Figura 1-Inyección Típico Point Piping Circuito

o 12 in.minimum

lo que sea mayor






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Los métodos preferidos de la inspección de los puntos de inyección son la

radiografía y / o UT, según proceda, para establecer la

espesor mínimo en cada TML. Cerrar mediciones ultrasónicas rejilla o de

exploración se pueden utilizar, siempre y cuando

temperaturas son apropiadas.

Para algunas aplicaciones, es beneficioso para eliminar carretes de tuberías

para facilitar una inspección visual de la superficie interior.

Sin embargo, todavía se requerirán las mediciones de espesores para

determinar el espesor restante.

Durante las inspecciones periódicas programadas, más extensa inspección

debe ser aplicado a un área que comienza el 12 de.

(300 mm) aguas arriba de la boquilla de inyección y continuando durante al

menos diez diámetros de tubería aguas abajo de la inyección

punto. Además, medir y registrar el espesor en todos los TMLS dentro del

circuito punto de inyección.

5.6 CMLs

5.6.1 Generalidades

CMLs son áreas específicas a lo largo del circuito de tuberías donde las

inspecciones se van a realizar. La naturaleza de la CML varía

de acuerdo con su ubicación en el sistema de tuberías. La selección de CMLs

considerará la posibilidad de localizada

la corrosión y específico del servicio a la corrosión como se describe en API

574 y API 571. Ejemplos de diferentes tipos de CMLs

incluir localizaciones para la medición de espesores, ubicaciones de

agrietamiento por tensión exámenes, lugares para CUI y

lugares para alta temperatura exámenes de ataque por hidrógeno.

5.6.2 LMC Monitoreo

Cada sistema de tuberías se controlará al CML. Circuitos de tuberías con altas

consecuencias potenciales de fallo debe

ocurrir y los que están sujetos a mayores velocidades de corrosión o corrosión

localizada normalmente tendrá más CMLs y estar

monitoreado más frecuentemente. CMLs deben distribuirse adecuadamente a

través de cada circuito de tuberías. CMLs pueden estar

elimina o se reduce el número bajo ciertas circunstancias, tales como planta de

olefinas lado frío tuberías, anhidro

tuberías de amoníaco, producto de hidrocarburos no corrosivo limpio, o la

tubería de alta aleación para la pureza del producto. En circunstancias

donde CMLs se reducen o eliminan sustancialmente, personas con

conocimientos en la corrosión deben ser consultados.

El espesor mínimo en cada CML puede ser localizado por la exploración

ultrasónica o la radiografía. Electromagnética

técnicas también pueden utilizarse para identificar las áreas delgadas que

pueden entonces ser medidos por UT o la radiografía. Cuando

logrado con UT, la exploración consiste en tomar varias mediciones de

espesor en la LMC en busca de

adelgazamiento localizado. La lectura más fina o un promedio de varias

lecturas de medición tomada dentro del área de un

punto de inspección se registrará y se utiliza para calcular las tasas de

corrosión, vida restante, y la próxima fecha de inspección

de conformidad con la Sección 7.

En su caso, la medición de espesores deberían incluir mediciones en cada uno

de los cuatro cuadrantes de la tubería

y accesorios, con especial atención a la radio interior y el exterior de los codos

y tees donde la corrosión / erosión podría

aumentar las tasas de corrosión. Como mínimo, se deben registrar la lectura

más delgado y su ubicación. La velocidad de corrosión /

el daño se determinará a partir de mediciones sucesivas y el siguiente

intervalo de inspección adecuada

establecida. Las tasas de corrosión, los intervalos de la vida y la próxima

inspección restantes deben calcularse para determinar la

limitando componente de cada circuito de tuberías.

CMLs deben establecer para las zonas con CUI continua, la corrosión en las

interfaces S / A, o en otros lugares de potencial

localizada a la corrosión, así como para, la corrosión uniforme general.

CMLs deben ser marcados en los planos de inspección y en el sistema de

tuberías para permitir mediciones repetitivas en el

mismas CMLs. Este procedimiento de grabación proporciona datos para la

determinación de la velocidad de corrosión más precisa. La tasa de

corrosión / daños se determinará a partir de mediciones sucesivas y el

siguiente intervalo de inspección adecuada

establecido sobre la base de la vida útil restante o el análisis de RBI.






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API 570

5.6.3 LMC Selección

Al seleccionar o ajustar el número y la ubicación de CML, el inspector debe

tener en cuenta los patrones de

la corrosión que se espera y se han experimentado en la unidad de proceso. La

decisión sobre el tipo, número y

ubicación de los CMLs debe considerar los resultados de inspecciones

anteriores, los patrones de la corrosión y los daños que son

esperado y la posible consecuencia de la pérdida de contención. CMLs deben

distribuirse apropiadamente durante el

sistema de tuberías para proporcionar la cobertura de un seguimiento

adecuado de los componentes principales y boquillas. Las mediciones de

espesores

en CMLs están destinadas a establecer las velocidades de corrosión generales

y localizados en diferentes secciones de los circuitos de tuberías. LA

número mínimo de CML son aceptables cuando la velocidad de corrosión

establecido es baja y la corrosión no está traducido.

Un número de procesos de corrosión comunes a las unidades de refino y

petroquímica son relativamente uniformes en la naturaleza,

resultando en una tasa bastante constante de la reducción de pared de la

tubería independiente de la ubicación dentro del circuito de tuberías, ya sea

axialmente o

circunferencialmente. Ejemplos de tales fenómenos de corrosión incluyen la

corrosión de azufre de alta temperatura y el agua agria

corrosión (siempre que las velocidades no son tan altos como para causar

corrosión local / erosión de los codos, tees, y otros similares

artículos). En estas situaciones, el número de CMLs necesarios para

supervisar un circuito será menos de los necesarios para

circuitos monitores sujetos a la pérdida de metal más localizada. En teoría, un

circuito sujeto a la corrosión podría ser perfectamente uniforme

supervisado adecuadamente con una sola LMC. En realidad, la corrosión no

es verdaderamente uniforme y, de hecho, puede ser muy localizada,

por lo que se pueden requerir CMLs adicionales. Los inspectores deben

utilizar sus conocimientos (y la de otros) de la unidad de proceso para

optimizar la selección CML para cada circuito, equilibrar el esfuerzo de

recopilar los datos con los beneficios proporcionados por el

datos.

Más CMLs deben seleccionarse para sistemas de tuberías con cualquiera de

las siguientes características:

a) un mayor potencial para la creación de una seguridad o emergencia

ambiental en el caso de una fuga;

b) las tasas de corrosión más alta esperados o experimentado;

c) mayor potencial de corrosión localizada;

d) una mayor complejidad en cuanto a accesorios, ramas, deadlegs, puntos de

inyección, y otros artículos similares;

e) mayor potencial de CUI.

Menos CMLs se pueden seleccionar para sistemas de tuberías con cualquiera

de las tres características siguientes:

a) bajo potencial para la creación de una seguridad o emergencia ambiental en

el caso de una fuga;

b) los sistemas de tuberías relativamente no corrosivos;

c) de largo, de destilación directa los sistemas de tuberías.

CMLs pueden ser eliminados para sistemas de tuberías con cualquiera de las

siguientes características:

a) muy bajo potencial para la creación de una seguridad o emergencia

ambiental en el caso de una fuga;

b) Los sistemas no corrosivos, como lo demuestra la historia o servicio

similar; y

c) los sistemas que no están sujetas a los cambios que podrían causar la

corrosión, como lo demuestra la historia y / o exámenes periódicos.






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Cada CML debe tener al menos uno o más puntos de examen

identificados. Ejemplos incluyen:

- Lugares marcados en la tubería sin aislamiento utilizando plantillas de

pintura, plantillas de metal, o pegatinas;

- Agujeros en el aislamiento y tapados con tapas;

- Aislamiento temporal cubre de grifería boquillas, etc .;

- Isométricos o documentos que muestran CMLs;

- Los dispositivos de identificación por radiofrecuencia (RFID).

La identificación cuidadosa de los puntos CMLs y de examen son necesarios

para mejorar la exactitud y repetibilidad de la

datos.

Especialistas de corrosión deben ser consultados acerca de la colocación

apropiada y el número de CML para sistemas de tuberías

susceptibles a la corrosión o formación de grietas localizada, o en

circunstancias en CMLs se reducirá sustancialmente o

eliminado.

5.7 Métodos de monitoreo de condición

5.7.1 UT y RT

ASME BPVC Sección V, artículo 23, y la Sección SE-797 proporcionan una

guía para la realización de espesor por ultrasonidos

mediciones. Se prefieren las técnicas radiográficas perfil para diámetros de

tubería de NPS 1 y más pequeño. Ultrasonidos

mediciones de espesor tomadas en pequeño tubo diámetro más pequeño (NPS

2 y por debajo) pueden requerir equipo especializado

(por ejemplo, transductores miniatura y / o zapatos curvas, así como bloques

de calibración específica diámetro). Perfil radiográfica

técnicas pueden ser utilizadas para la localización de las zonas que han de

medirse, particularmente en sistemas aislados o donde no uniforme o

se sospecha la corrosión localizada. Cuando sea práctico, UT entonces se

puede usar para obtener el espesor real de las áreas a

grabar. Tras las lecturas ultrasónicas en CML, la reparación adecuada de

aislamiento y el aislamiento de revestimiento clima es

recomendada para reducir el potencial de CUI. Técnicas perfil radiográficos,

que no requieren la eliminación

aislamiento, se puede considerar como una alternativa. Ver API 574 para

obtener información adicional sobre el seguimiento de espesor

métodos para tuberías.

Cuando la corrosión en un sistema de tuberías no es uniforme o el espesor

restante se está acercando requiere el mínimo

de espesor, se puede requerir de medición de espesor adicional. Radiografía o

escáner de ultrasonidos son los preferidos

métodos en tales casos.

Cuando las mediciones ultrasónicas se toman por encima de 150 ° F (65 ° C),

instrumentos, acopladores y procedimientos deben ser

utilizado que se traducirá en mediciones exactas a las temperaturas más

altas. Si el procedimiento no compensa

temperaturas más altas, las mediciones deben ser ajustados por el factor de

corrección de la temperatura apropiada.

Los inspectores deben ser conscientes de las posibles fuentes de errores de

medición y hacer todo lo posible para eliminar su

ocurrencia. Como regla general, cada una de las técnicas NDE tendrá límites

prácticos con respecto a la precisión. Factores

que pueden contribuir a la reducción de precisión de las mediciones

ultrasónicas incluyen lo siguiente:

a) la calibración del instrumento inadecuado;

b) revestimientos o escala externas;

c) la rugosidad superficial significativa;

d) de oscilación de la sonda (en la superficie curvada);






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API 570

e) defectos de material del subsuelo, tales como laminaciones;

f) efectos de la temperatura [a temperaturas superiores a 150 ° F (65 ° C)];

g) La resolución inadecuada en las pantallas del detector;

h) espesores de menos de

1

/

8

en (3,2 mm) para medidores típicos de espesor digitales.;

i) de acoplamiento incorrecto de la sonda a la superficie (demasiado o

demasiado poco acoplante).

Además, debe tenerse en cuenta que el patrón de la corrosión puede ser no

uniforme. Para las determinaciones de la tasa de corrosión

para ser válido, es importante que las mediciones en el punto más delgado

repetirse lo más estrechamente posible a la misma

localización. Por otra parte, la lectura mínima o un promedio de varias

lecturas en un punto de examen pueden ser

considerado.

Cuando los sistemas de tuberías están fuera de servicio, las mediciones de

espesores se pueden tomar a través de aberturas usando calibres.

Los calibradores son útiles para determinar espesores aproximados de

fundición, forja, y cuerpos de válvulas, así como a cielo

aproximaciones profundidad de CUI en el tubo.

Dispositivos de medición de profundidad de la picadura también se pueden

usar para determinar la profundidad de la pérdida de metal localizado.

5.7.2 Otras técnicas de END para Piping Systems

Además de la supervisión de espesor, otras técnicas de examen pueden ser

apropiados para identificar o monitor para otra

determinados tipos de mecanismos de daño. En la selección de la técnica (s)

para utilizar durante la inspección de tuberías, la posible

tipos de daño para cada circuito de tuberías deben ser tomados en

consideración. El inspector debe consultar con un

especialista en corrosión o un ingeniero para ayudar a definir el tipo de daño,

la técnica ECM y el alcance de su examen.

API 571

[5]

También contiene algunas orientaciones generales sobre técnicas de

inspección que sean apropiados para diferentes daños

mecanismos. Ejemplos de técnicas de END que pueden ser de utilidad son los

siguientes.

a) el examen de partículas magnéticas en busca de grietas y otras

discontinuidades lineales que se extienden a la superficie del material

en materiales ferromagnéticos. ASME BPVC, Sección V, Artículo 7

[8]

, Proporciona orientación sobre la realización de MT

examen.

b) el examen penetrante líquido para grietas, porosidad, que describen o

agujeros de los pasadores que se extienden a la superficie del material

y para delinear otras imperfecciones de la superficie, especialmente en

materiales no magnéticos. ASME BPVC, Sección V, Artículo

6

[8]

, Proporciona orientación sobre la realización de un examen PT.

c) RT para la detección de imperfecciones internas tales como la porosidad,

inclusiones de escoria de soldadura, grietas, y el grosor de

componentes. ASME BPVC, Sección V

[8]

, El artículo 2, proporciona orientación sobre la realización de RT.

d) la detección de defectos por ultrasonidos para detectar grietas de rotura

internos y superficiales y otras discontinuidades alargadas.

ASME BPVC, Sección V, artículo 4, del artículo 5, y el artículo 23

[8]

, Proporcionar orientación sobre la realización de UT.

e) La alternancia técnica de examen pérdida de flujo de corriente para detectar

grietas sin precedentes de la superficie y alargada

discontinuidades.

f) Eddy examen actual para detectar la pérdida localizada de metal, grietas y

discontinuidades alargadas. ASME BPVC,

Sección V, Artículo 8

[8]

, Proporciona orientación sobre la realización de un examen de corrientes

parásitas.

g) El campo de replicación metalográfico para la identificación de cambios

metalúrgicos.

h) el examen de emisión acústica para detectar defectos estructurales

significativos. ASME BPVC, Sección V, Artículo 11

y el artículo 12

[8]

, Proporciona orientación sobre la realización de un examen de emisión

acústica.






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31

i) La termografía para determinar la temperatura de los componentes.

j) de fugas de pruebas para la detección de defectos a través de

espesor. ASME BPVC Sección V, Artículo 10

[8]

, Proporciona orientación sobre

la realización de pruebas de fugas.

k) UT de largo alcance para la detección de la pérdida de metal.

5.7.3 Preparación de la superficie de ECM

Preparación de la superficie adecuada es importante para el examen visual

adecuada y para la aplicación satisfactoria de la mayoría

métodos de examen, tales como los mencionados anteriormente. El tipo de

preparación de la superficie requerida depende de la

circunstancias individuales y técnica ECM, pero las preparaciones de

superficie, tales como cepillo de alambre, explosiones, astillado,

molienda, o una combinación de estas preparaciones puede ser requerido.

El asesoramiento de especialistas NDE puede ser necesaria con el fin de

seleccionar y aplicar la preparación de la superficie adecuada para cada

técnica ECM individual.

5.7.4 UT Shear Wave Examinadores

El propietario / usuario deberá especificar cizalla UT examinadores de onda

de la industria calificada cuando el propietario / usuario requiere el

siguiendo:

a) detección de la superficie interior (ID) romper al inspeccionar defectos de

la superficie exterior (OD); o

b) la detección, caracterización, y / o a través de la pared dimensionamiento

de defectos.

Ejemplos de aplicación para el uso de cizalla UT examinadores de onda de la

industria calificada incluyen la detección y dimensionamiento cepilladora

defectos de la superficie externa y la recopilación de datos para las

evaluaciones de aptitud para el servicio.

Prueba 5.8 Presión de Piping Systems General

Las pruebas de presión normalmente no se llevan a cabo como parte de una

inspección de rutina (véase 8.2.6 para los requisitos de las pruebas de presión

para reparaciones, alteraciones y re-calificación). Las excepciones a esto son

los requisitos de la Guardia Costera de Estados Unidos desde hace más de

agua

tuberías y los requisitos de las jurisdicciones locales, después de soldar

alteraciones o cuando especificado por el inspector o tuberías

ingeniero. Cuando se llevan a cabo, las pruebas de presión se llevarán a cabo

de conformidad con los requisitos de ASME

B31.3. Consideraciones adicionales para la prueba de presión se proporcionan

en API 574, API quinientos setenta y nueve-uno / ASME FFS-1 y ASME

PCC-2. Pruebas de presión más baja, que se utilizan solamente para la

estanqueidad de los sistemas de tuberías, pueden llevarse a cabo a presiones

designado por el propietario / usuario.

Las pruebas de presión se realizan normalmente en un circuito de tuberías

entero. Sin embargo, en su práctica, pruebas de presión de

componentes individuales / secciones se pueden realizar en lugar de la

totalidad de circuito (por ejemplo, una sección de reemplazo de la tubería). Un

ingeniero debe ser consultado cuando una prueba de presión de tuberías

componentes / secciones se va a realizar (incluyendo el uso

de los dispositivos de aislamiento) para asegurarse de que es adecuado para el

propósito previsto.

Cuando se requiere una prueba de presión, que se llevará a cabo después de

cualquier tratamiento térmico.

Antes de aplicar una prueba hidrostática, la estructuras y bases de apoyo de

diseño debe ser revisada por una

ingeniero para asegurar que sean adecuados para la carga hidrostática.

NOTA

El propietario / usuario es advertido para evitar exceder el 90% de los SMYS

para el material a la temperatura de ensayo y en especial para

los equipos utilizados en el servicio de temperatura elevada.






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32

API 570

Fluid 5.8.1 Prueba

El fluido de ensayo debe ser agua a menos que exista la posibilidad de daño

debido a la congelación u otros efectos adversos de

agua en el sistema de tuberías o el proceso o menos que el agua de ensayo se

contaminará y su eliminación se

presentan problemas ambientales. En cualquier caso, se puede utilizar otro

líquido no tóxico adecuado. Si el líquido es

inflamable, su punto de inflamación deberá ser de al menos 120 ° F (49 ° C) o

más, y se tendrá en cuenta a los efectos de

el entorno de prueba en el fluido de ensayo.

Tubería fabricada o que tienen componentes de acero inoxidable de la serie

300 se debe hydrotested con una solución hecha

de agua potable (ver nota), el agua o el vapor / desmineralizada condensado

de-ionizada con un cloruro total

concentración (no concentración de cloro libre) de menos de 50 ppm.

NOTA

El agua potable en este contexto sigue a practicar, con 250 partes por millón

de cloruro de máxima, desinfectada con cloro o

ozono.

Para sensibilizado austenítico tuberías de acero inoxidable sujeta al

agrietamiento por corrosión bajo tensión polythionic, se debe

la posibilidad de utilizar una solución de agua alcalina para las pruebas de

presión (véase NACE RP 0170).

Si una prueba de presión se ha de mantener durante un período de tiempo y el

fluido de ensayo en el sistema está sujeto a térmica

expansión, se tomará precauciones para evitar la acumulación de presión más

allá de la especificada.

Una vez finalizada la prueba, la tubería debe ser drenado a fondo (todos los

respiraderos de alto punto deben estar abiertos durante

drenaje), aire soplado, o de otra forma seca. Si el agua potable no está

disponible o si el drenaje inmediato y secado no es

posible, el agua tiene un nivel de cloruro de muy baja, pH más alto (> 10), y la

adición inhibidor pueden ser consideradas para reducir

el riesgo de picaduras y corrosión inducida microbiológicamente.

5.8.2 Pruebas de presión neumática

Un neumático (o hidroneumático) prueba de presión se pueden usar cuando es

impracticable debido a la prueba hidrostática

temperatura, limitaciones estructurales o de proceso. Sin embargo, los

posibles riesgos para el personal y los bienes de neumático

prueba se considerará la hora de realizar dicha prueba. Como mínimo, las

precauciones de inspección contenidas en

ASME B31.3 se aplicará en cualquier prueba neumática.

5.8.3 Temperatura Prueba y Consideraciones fractura frágil

A temperatura ambiente, carbono, de baja aleación y otros aceros, incluidos

aceros de alta aleación fragilizada por servicio

la exposición, puede ser susceptible de rotura frágil. Una serie de fallos se han

atribuido a la rotura frágil de los aceros

que fueron expuestos a temperaturas por debajo de su temperatura de

transición y para presiones superiores a 25% de la

presión de prueba hidrostática requerida u 8 ksi de estrés, lo que sea

menor. La mayoría de las fracturas frágiles, sin embargo, se han producido

en la primera aplicación de un nivel de estrés elevado (la primera prueba

hidráulica o sobrecarga). El potencial de una rotura frágil será

evaluado por un ingeniero antes de la prueba hidrostática o especialmente

antes de la prueba neumática debido a la mayor

energía potencial involucrado. Especial atención se debe dar al probar aceros

de baja aleación, especialmente 2

1

/

4

Cr-1Mo,

ya que pueden ser propensos a templar fragilización.

Para reducir al mínimo el riesgo de fractura frágil durante una prueba de

presión, la temperatura del metal debe mantenerse al menos

30 ° F (17 ° C) por encima del MDMT para la tubería que tiene más de 2 pulg.

(5 cm) de espesor y 10 ° F (6 ° C) por encima del MDMT para

tuberías que tienen un espesor de 2 pulg. (5 cm) o menos. La temperatura de

ensayo no tiene que exceder de 120 ° F (50 ° C) a menos que haya

es información sobre las características frágiles del material de construcción

de canalizaciones que indican una temperatura de ensayo superior es

necesario.

5.8.4 Precauciones y Procedimientos

Durante una prueba de presión, donde la presión de prueba será superior a la

presión de tarado de la válvula de aliviar la presión en una tubería

sistema, la válvula de alivio de presión o válvulas deben ser removidos o

blanqueó para la duración de la prueba. Como






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alternativa, cada disco de la válvula se celebrarán por una pinza de prueba

diseñada adecuadamente. La aplicación de una carga adicional

el muelle de la válvula girando el tornillo de ajuste está prohibido. Otros

accesorios que son incapaces de

soportar la presión de prueba, tales como gafas de Gage, medidores de

presión, juntas de expansión, y discos de ruptura, debe ser

eliminado o borrado. Líneas que contienen juntas de expansión que no se

pueden quitar o aisladas pueden ser probados en una

presión reducida de acuerdo con los principios de la ASME B31.3. Si se

utilizan válvulas de bloqueo para aislar una tubería

sistema para una prueba de presión, se debe tener precaución para no exceder

la presión permisible del asiento como se describe en ASME

Datos del fabricante de la válvula B16.34 o aplicables.

Al término de la prueba de presión, dispositivos de alivio de presión de los

ajustes adecuados y otros accesorios

retirado o hecho inoperante durante la prueba de presión será reinstalado o

reactivado.

Antes de aplicar una prueba de presión, las precauciones y procedimientos

apropiados deben ser tenidos en cuenta para asegurar la

la seguridad del personal que participa en la prueba de presión. Una

inspección visual de cerca de componentes de tuberías no debe ser

realiza hasta que la presión equipo es igual o inferior a la PSMA. Esta opinión

es especialmente importante en el servicio

tuberías.

5.8.5 Presión de Pruebas Alternativas

Apropiada ECM se especificará y llevó a cabo cuando una prueba de presión

no se realiza después de una reparación mayor o

alteración. Sustituyendo procedimientos ECM para una prueba de presión

después de una alteración sólo se permite después de que el ingeniero y

inspector de haber aprobado la sustitución.

Para los casos en que se sustituye UT para la inspección radiográfica, el

propietario / usuario deberá especificar UT-industria calificada

esquilar examinadores de onda o la aplicación de ASME B31 Código

Caso 179/181, según corresponda, para soldaduras de cierre que

no han sido probados presión y para la soldadura de las reparaciones

identificadas por el ingeniero o inspector.

5.9 Material de Verificación y Trazabilidad

Durante las reparaciones o alteraciones de los sistemas de tuberías de material

de aleación, donde se requiere el material de aleación para mantener la presión

la contención, el inspector deberá comprobar que la instalación de nuevos

materiales es consistente con el seleccionado o especificado

materiales de construcción. Este programa de verificación de material debe ser

compatible con la API de 578. El uso de la evaluación de riesgos

procedimientos, el propietario / usuario puede hacer esta evaluación en un

100% la verificación, pruebas de PMI en ciertas situaciones críticas,

o mediante el muestreo de un porcentaje de los materiales. Pruebas de PMI se

puede lograr por el inspector o el examinador con

el uso de métodos adecuados como se describe en API 578.

Si un componente del sistema de tuberías debe fallar porque un material

incorrecto fue sustituido de forma inadvertida para el correcto

material de la tubería, el inspector deberá considerar la necesidad de una

mayor verificación de los materiales de las tuberías existentes. El grado de

mayor verificación dependerá de circunstancias como las consecuencias del

fracaso y la probabilidad de una mayor

errores materiales.

El propietario / usuario deberá evaluar la necesidad y el alcance de la

aplicación de un programa de verificación de material consistente con

API 578 frente a la sustitución de materiales inadvertida en sistemas de

tuberías de aleación existentes. Un programa de verificación de material

consistente con API 578 puede incluir procedimientos para el establecimiento

de prioridades y el riesgo ranking de circuitos de tuberías. Esa evaluación

puede conducir a retroactiva pruebas PMI, como se describe en API 578, para

confirmar que los materiales instalados son consistentes con

el servicio previsto. Componentes identificados durante esta verificación que

no cumplen con los criterios de aceptación del PMI

programa de pruebas (como en API 578, Sección 6) estaría destinada a la

sustitución. El propietario / usuario y autorizada

inspector de la tubería, en consulta con un especialista en corrosión,

establecerá un calendario para la sustitución de los

componentes. El inspector autorizado deberá utilizar periódica ECM, según

sea necesario, en los componentes identificados hasta que el

reemplazo.

5.10 Inspección de Válvulas

Normalmente, las mediciones de espesores no se toman rutinariamente en las

válvulas en los circuitos de tuberías. El cuerpo de una válvula es normalmente

más grueso que otros componentes de tuberías, por razones de diseño. Sin

embargo, cuando las válvulas son desmantelados para mantenimiento y






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API 570

reparación, el personal de la tienda debe examinar visualmente los

componentes de la válvula para cualquier patrón de corrosión inusuales o

adelgazamiento y, cuando se observó, reportar esa información para el

inspector. Cuerpos de válvulas que están expuestos a importantes

ciclos de temperatura (por ejemplo, reformado catalítico unidad de

regeneración y limpieza a vapor) deben ser examinados

periódicamente para agrietamiento por fatiga térmica.

Si se conocen las válvulas de compuerta a ser o son sospechosos de estar

expuesto a graves o inusual a la corrosión de la erosión, el grosor

lecturas deben llevarse a cabo en el cuerpo entre los asientos, ya que esta es

una zona de alta turbulencia y alta

estrés.

Las válvulas de control u otras válvulas de estrangulamiento, en particular en

los servicios de extracción e-lechada de alta presión, pueden ser susceptibles a

la corrosión / erosión del cuerpo aguas abajo del orificio localizado. Si se

sospecha que dicha pérdida de metal, la válvula debe ser

retirado de la línea para la inspección interna. El interior de la brida de

acoplamiento y la tubería aguas abajo debe ser también

inspeccionados por la pérdida de metal local.

Cuando se realizan pruebas de cuerpo de válvula y / o la presión de cierre

después de un mantenimiento, deben llevarse a cabo en


Válvulas de retención críticos deben ser inspeccionados visualmente e

internamente para garantizar que se dejarán de reversiones de flujos. Un

ejemplo de una válvula de retención crítico puede ser la válvula de retención

situado en la salida de una de múltiples etapas, de alta cabeza

bomba de carga de hidrotratamiento. El fallo de una válvula de retención

como para que funcione correctamente podría dar lugar a la sobrepresión

tuberías durante una inversión del flujo. El método de inspección visual

normal debe incluir los siguientes elementos.

a) Comprobación para asegurar que la aleta es libre de moverse, según sea

necesario, sin flojedad allá de la tolerancia debido al desgaste.

b) La parada de trampa no debe tener un desgaste más allá de la

tolerancia. Esto reducirá al mínimo la probabilidad de que la aleta se

mover más allá de la posición central muerto superior y permanecer en una

posición abierta cuando la válvula de retención está montado en una

posición vertical.

c) La tuerca de aleta debe ser asegurada al perno de charnela para evitar dar

marcha atrás en el servicio.

Normalmente no requieren controles de fugas de válvulas de retención de

críticos, pero pueden ser considerados para circunstancias especiales.

5,11 en el servicio de inspección de soldaduras

Inspección para la calidad de la soldadura de tuberías se realiza normalmente

como parte de los requisitos para la nueva construcción, reparación,

o alteraciones. Sin embargo, las soldaduras a menudo se inspeccionaron en

busca de la corrosión como parte de una inspección radiográfica perfil o como

parte

de inspección interna. Cuando se observa la corrosión de la soldadura

preferencial, soldaduras adicionales en el mismo circuito o sistema debería

ser examinado por la corrosión. API 577

[12]

proporciona orientación adicional sobre la inspección de soldaduras.

Debido a las diferentes capacidades y características de los diversos métodos

ECM para encontrar defectos, utilizando un método que NDE

es diferente de la empleada durante la fabricación original puede revelar

defectos pre-existentes que no fueron causadas por in-

la exposición de servicios (por ejemplo, la aplicación de UT y MT para la

inspección en servicio, cuando sólo RT se aplicó durante la fabricación).

Por esta razón, a menudo es una buena práctica para especificar los tipos de

ECM durante la fabricación original que el propietario-usuario

tiene previsto aplicar durante las inspecciones en servicio.

En ocasiones, los exámenes perfil radiográficos de soldaduras que han estado

en servicio pueden revelar un defecto en la soldadura. Si

imperfecciones de grietas como se detectan mientras que el sistema de

tuberías está en funcionamiento, la inspección adicional con calidad de la

soldadura

radiografía y / o UT deben utilizarse para evaluar la magnitud de la

imperfección. Además, el inspector debe

hacer un esfuerzo para determinar si las imperfecciones crack como son de

fabricación de soldadura original o puede ser de una

mecanismo de agrietamiento ambiental.






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Defectos de grietas similares y agrietamiento ambiental serán evaluadas por

un ingeniero de acuerdo con API 579 a 1 / ASME

FFS-1 y / o especialista corrosión. La corrosión de la soldadura preferencial

será evaluada por el inspector. Cuestiones a tener en cuenta

la hora de evaluar la calidad de las soldaduras existentes incluir lo siguiente:

a) los criterios del método de inspección de fabricación original y aceptación;

b) extensión, magnitud y orientación de imperfecciones;

c) la duración del tiempo de servicio;

d) que funcionan contra las condiciones de diseño;

e) presencia de tensiones residuales de tuberías secundarias (y térmicas);

f) potencial para cargas de fatiga (mecánica y térmica);

g) sistema de tuberías primaria o secundaria;

h) potencial de impacto o cargas transitorias;

i) potencial de agrietamiento ambiental;

j) la reparación y el tratamiento térmico de la historia;

k) la dureza de la soldadura.

Para soldaduras de tuberías en servicio, puede que no sea adecuado utilizar el

código de la radiografía construcción original

criterios de aceptación para la calidad de la soldadura en ASME B31.3. Los

criterios de aceptación B31.3 se pretende aplicar a los nuevos

la construcción de una muestra de soldaduras, no sólo las soldaduras examinó,

con el fin de evaluar la calidad probable de todas las soldaduras

(o soldadores) en el sistema. Pueden existir algunas soldaduras que no va a

cumplir con estos criterios, pero todavía un rendimiento satisfactorio in-

servicio después de ser probado hidrostáticamente. Esto es especialmente

cierto en las conexiones pequeña rama que normalmente no son

examinada durante la nueva construcción.


de la industria calificada cuando el propietario / usuario requiere cualquiera de

los

los siguientes elementos.

a) Detección de la superficie interior (ID) romper defectos planares al

inspeccionar desde la superficie externa (OD).

b) En caso de detección, se requiere dimensionamiento caracterización, y / o a

través de la pared de defectos planares. Ejemplos de aplicación

para el uso de este tipo de corte UT examinadores de onda de la industria

calificada incluyen la obtención de las dimensiones de defectos de Fitness-

por-

Servicio de evaluación y seguimiento de los defectos conocidos.

5.12 Inspección de uniones embridadas

Uniones con bridas deben ser examinados para pruebas de fuga, tales como

manchas, depósitos, o goteos. Las fugas del proceso Onto

sujetadores de bridas y elementos de fijación del bonete de la válvula puede

resultar en corrosión o agrietamiento ambiental. Este examen

debe incluir esas pestañas cerradas con brida o splash-and-aspersión

guardias. Uniones embridadas que han sido

sujeta y se bombea con sellador debe comprobarse si hay fugas en los

pernos. Sujetadores sometidos a dicha fuga

puede corroer o crack (por ejemplo, agrietamiento cáustica). Si se contempla

rebombeo, sujetadores afectadas deben renovarse

primero.

Caras de la brida accesibles deben ser examinados por la distorsión y para

determinar la condición de las superficies de junta de asientos.

Si bridas están doblados o distorsionados significativamente, sus marcas y

espesores deben ser revisados contra la ingeniería

requisitos antes de tomar acciones correctivas.






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API 570

Sujetadores de bridas se deben examinar visualmente para detectar la

corrosión y el compromiso hilo. Los sujetadores deben ser plenamente

comprometido. Cualquier cierre de no hacerlo se considera aceptable

comprometida si la falta de compromiso no es completa

más de un hilo.

Las marcas en una muestra representativa de los sujetadores y juntas recién

instalados deben ser examinados para determinar

si cumplen con las especificaciones del material. Las marcas se identifican en

la ASME y ASTM aplicable

normas. Sujetadores cuestionables deben ser verificados o renovados.

Orientación adicional sobre la inspección de uniones embridadas se puede

encontrar en ASME PCC-1

[13]

.

5.13 Inspección Organización Auditorías

Cada organización propietario / usuario debe ser auditado periódicamente para

determinar si el organismo de control autorizado es

el cumplimiento de los requisitos de este código inspección. El equipo de

auditoría debe consistir en personas con experiencia y

competente en la aplicación de este código. El equipo de auditoría

generalmente debe ser de otro sitio de la planta / usuario propietario o

de una tercera organización experimentada y competente en la refinación y / o

inspección petroquímica planta de proceso

programas o una combinación de terceros y otros sitios de propietario /

usuario.

El equipo de auditoría, como mínimo, deberá determinar que:

a) se cumplen los requisitos y principios de este código de inspección;

b) todas las responsabilidades por el propietario de los usuarios están siendo

dados de alta correctamente;

c) documentar los planes de inspección están en su lugar para sistemas de

tuberías cubiertas;

d) los intervalos y el alcance de las inspecciones sean adecuados para los

sistemas de tuberías cubiertas;

e) todos los tipos generales de inspección y vigilancia se están aplicando

adecuadamente;

f) análisis de los datos de inspección, evaluación y registro son adecuados;

g) todas las reparaciones, reratings y alteraciones cumplen con este código.

El propietario / usuario recibirá un informe de los resultados del equipo de

auditoría. Cuando no conformidades se encuentran el propietario / usuario

organismo de control autorizado deberá adoptar las medidas correctivas

necesarias. Cada organización debe establecer un

sistema de seguimiento y finalización de los hallazgos de auditoría. La

resolución de los resultados de la auditoría debería ponerse a disposición de

el equipo de auditoría para su revisión. Esta información también debe ser

revisado durante las auditorías posteriores.

6 Intervalo / frecuencia y extensión de Inspección

6.1 Generalidades

Para garantizar la integridad de los equipos, todos los sistemas de tuberías y

dispositivos de alivio de presión deberán ser inspeccionados en los intervalos /

frecuencias previstas en esta sección. Inspecciones programadas se llevarán a

cabo en o antes de su fecha de vencimiento o ser

considerada atrasada para su inspección. Las inspecciones que se han

evaluado los riesgos, de acuerdo con API 580, y que se encuentran

tener riesgo aceptable para una extensión de la fecha de vencimiento no se

consideran vencidos hasta el final de la documentada

período de prórroga. Ver 7.10 para obtener más información y los requisitos

de las inspecciones vencidas, aplazamientos de inspección y

las revisiones de intervalos de inspección.

La inspección adecuada deberá proporcionar la información necesaria para

determinar que todas las secciones esenciales o

componentes de los equipos son seguros para operar hasta la próxima

inspección programada. Los riesgos asociados con

parada operativa y la puesta en marcha y la posibilidad de un aumento de la

corrosión debido a la exposición de las superficies del equipo

al aire y la humedad durante el apagado debe ser evaluado cuando se está

planeando una inspección interna.






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Este código se basa en el seguimiento de una muestra representativa de los

lugares de inspección de tuberías seleccionada con específica

intención de revelar una evaluación razonablemente precisa de la condición de

la tubería.

6.2 Inspección durante la instalación y cambios de servicio

6.2.1 Instalación de Tuberías

Las tuberías serán inspeccionados de acuerdo con el código de requisitos de

construcción en el momento de la instalación. los

propósito de la inspección de instalación es para comprobar que la tubería esté

limpia y segura para la operación, y para iniciar la planta

los registros de inspección de los sistemas de tuberías. La inspección mínima

de instalación debe incluir los siguientes elementos:

a) la verificación de que las tuberías se ha instalado correctamente, los

soportes son adecuados y asegurado, accesorios exteriores, como

soportes, zapatos, perchas están asegurados, el aislamiento se ha instalado

correctamente, con bridas y otras conexiones mecánicas

son correctamente montado y la tubería esté limpia y seca;

b) la verificación de los dispositivos de alivio de presión cumplen los

requisitos de diseño (dispositivo correcto y la presión de ajuste correcto) y

estén correctamente instalados.

Esta inspección la instalación debe documentar las mediciones de espesores

de línea de base que se utilizará como espesor inicial

lecturas para los cálculos de la tasa de corrosión en lugar de los datos espesor

nominal y mínima en las especificaciones y el diseño

hojas de datos / dibujos. Esto también facilitará la creación de un cálculo de la

velocidad de corrosión exacta después de la primera in-

se registran las mediciones de espesores de servicio.

6.2.2 Las tuberías de cambio de servicio

Si se cambian las condiciones de servicio del sistema de tuberías, es decir,

superará el sobre de funcionamiento actual (por ejemplo,

contenidos de proceso, la presión máxima de operación, y la temperatura

máxima y mínima de funcionamiento), la inspección

intervalos se establecerán para las nuevas condiciones de servicio.

Si tanto la propiedad y la ubicación de la tubería se cambian, las tuberías

deberán ser inspeccionados antes de ser reutilizado.

Además, las condiciones de servicio admisibles y el intervalo de inspección se

establecerán para el nuevo servicio.

6.3 Tuberías Planificación Inspección

6.3.1 Generalidades

La frecuencia y el alcance de la inspección en los circuitos de tuberías ya sea

por encima o por debajo del suelo dependen de las formas de

la degradación que puede afectar a la tubería y la consecuencia de una falla de

la tubería. Las diversas formas de degradación que pueden

proceso de afectar a los circuitos de tuberías se describen en la Tabla 1 y API

571 en más detalle. Una clasificación simplificada de tuberías

basado en la consecuencia del fracaso se define en 6.3.4. Como se describe en

5.1, estrategia de inspección basado en la probabilidad

y la consecuencia del fracaso se conoce como RBI.

El esquema de clasificación de tuberías simplificada en 6.3.4 se basa en la

consecuencia de un fallo. La clasificación es

utilizado para establecer la frecuencia y el alcance de la inspección. El

propietario / usuario puede diseñar una más extensa clasificación

esquema que evalúa con mayor precisión consecuencia para ciertos circuitos

de tuberías. La evaluación de las consecuencias sería

considerar la posibilidad de explosión, incendio, toxicidad, impacto ambiental,

y otros efectos potenciales asociados con un

fracaso.

Después se lleva a cabo una evaluación eficaz, los resultados pueden ser

utilizados para establecer una estrategia de inspección circuito de tuberías

y defina lo siguiente:

a) los métodos apropiados de inspección, el alcance, herramientas y técnicas

para ser utilizado basan en las formas previstas de

la degradación;






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API 570

b) la frecuencia de inspección apropiado;

c) la necesidad de pruebas de presión después de haber sufrido daños o

después de reparación o modificación han sido

completado; y

d) la prevención y las medidas de mitigación que podrían reducir la

probabilidad y consecuencia de una falla de la tubería.

6.3.2 RBI para la Planificación de Inspección

Una evaluación RBI se puede utilizar para aumentar o disminuir los límites de

inspección descritos en la Tabla 2. De manera similar, la extensión de la

inspección puede ser aumentado o disminuido más allá de los objetivos en la

Tabla 3, de una evaluación de RBI. Cuando utilizado para aumentar

inspección límites del intervalo o el alcance de la inspección, las evaluaciones

RBI se llevarán a cabo a intervalos

que no exceda de los límites respectivos de la Tabla 2, o con mayor frecuencia

si se justifica por el proceso, el equipo, o consecuencia

cambios. Estas evaluaciones RBI deberán ser revisados y aprobados por un

ingeniero de la tubería y la tubería autorizado

inspector en intervalos que no excedan de los límites respectivos de la Tabla

2, o con mayor frecuencia si se justifica por el proceso, el equipo,

o cambios de consecuencia.

6.3.3 Intervalos de inspección

Si RBI no se está utilizando, se establece y se mantiene mediante el intervalo

entre las inspecciones de tuberías

siguientes criterios:

a) la velocidad de corrosión y los cálculos de vida restante;

b) la clasificación de servicio de tuberías (véase 6.3.4);

c) los requisitos jurídicos aplicables;

d) El juicio del inspector, el ingeniero de la tubería, el supervisor ingeniero de

la tubería, o un especialista en materiales, basados en condiciones de

funcionamiento, previa inspección de la historia, resultados de inspección

actuales, y las condiciones que pueden justificar inspecciones suplementarias

cubiertos en 5.5.6.

El propietario / usuario o el inspector deberán establecer intervalos de

inspección para la medición de espesores y visual externa inspecciones y, en

su caso, para las inspecciones internas y suplementarios.(Pregunta de

esxamen)

Las mediciones de espesores deben programarse en intervalos que no excedan

el menor de la mitad de la vida restante determinado a partir de las tasas de

corrosión indicados en 7.1.1.1 o los intervalos máximos recomendados en la

Tabla 2. Shorter intervalos pueden ser apropiados en determinadas

circunstancias. Antes de usar la Tabla 2, las tasas de corrosión se calcularán

de acuerdo con 7.1.1.1. Tabla 2 contiene recomienda intervalos máximos de

inspección para las clases 1, 2 y 3 de los servicios descritos en tuberías

6.3.4, así como los intervalos recomendados para los puntos de inyección y las

interfaces S / A. Intervalos máximos de tuberías de Clase 4

se dejan a la determinación del propietario / usuario dependiendo de las

necesidades de fiabilidad y de negocios.

El intervalo de inspección deberá ser revisado y ajustarse según sea necesario

después de cada inspección o cambio significativo en

JHONNY

Nota adhesiva

aire clase 4

condiciones de operación. La corrosión general, corrosión localizada,

picaduras, agrietamiento ambiental, y otra aplicable

formas de deterioro se ha mencionado en la Sección 5 se considerará la hora

de establecer los diferentes intervalos de inspección.

6.3.4 Clases de servicios de Tuberías

6.3.4.1 general

Todos los sistemas de tuberías de proceso se pueden clasificar en diferentes

clases de tuberías. Tal sistema de clasificación permite adicional

los esfuerzos de inspección que se centró en los sistemas de tuberías que

puedan tener los más altos posibles consecuencias si falla o pérdida






de IHS

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debe ocurrir de contención. En general, los sistemas más alto de anuncios

requieren más extensa inspección en más corto

intervalos para afirmar su integridad para un funcionamiento

seguro. Clasificaciones deben basarse en el potencial

seguridad y efectos ambientales que se produzca una fuga.

Propietario / usuarios deberán mantener un registro de los fluidos de tuberías

de procesos manejados, incluyendo sus clasificaciones. API 750 y

NFPA 704 proporcionan información que puede ser útil en la clasificación de

los sistemas de tuberías de acuerdo a los riesgos potenciales de

los fluidos de proceso que contienen.

Se recomiendan las cuatro clases enumeradas a continuación en 6.3.4.2 a

través 6.3.4.5.

6.3.4.2 Clase 1

Servicios con mayor potencial de resultar en una emergencia inmediata en

caso de fuga se hubiere producido en la clase 1. Tal

JHONNY

Resaltado

JHONNY

Resaltado

JHONNY

Nota adhesiva

Geenra la combustion

una emergencia puede ser la seguridad o el medio ambiente en la

naturaleza. Ejemplos de Clase 1 de tuberías incluyen, pero no son

necesariamente

limitado a aquellos que contienen lo siguiente.

a) Servicios inflamables que pueden autorefrigerate y conducir a la rotura

frágil.

b) servicios que puedan vaporizan rápido durante la liberación, vapores crean

que pueden reunir y formar una presurizado

mezcla explosiva, tales como C2, C3, C4 y corrientes. Los fluidos que puede

vaporizar rápidamente son los que tienen atmosférica

temperaturas de ebullición por debajo de 50 ° F (10 ° C) o en el punto de

ebullición atmosférica es inferior a la de funcionamiento

temperatura (normalmente una preocupación con los servicios de alta

temperatura).

c) El sulfuro de hidrógeno (mayor que 3% en peso) en una corriente gaseosa.

d) cloruro de hidrógeno anhidro.

e) El ácido fluorhídrico.

f) Tubería sobre o junto al agua y tuberías sobre las vías principales públicos

(consulte Departamento de Transportación y

Reglamentos de la Guardia Costera de Estados Unidos para la inspección de

más de tuberías de agua).

g) Servicios inflamables que operan por encima de su temperatura de ignición.

6.3.4.3 Clase 2

Los servicios no comprendidos en otras clases incluirán en la clase 2. Esta

clasificación incluye la mayoría de las tuberías de proceso del equipo

y seleccionados tuberías fuera del sitio. Ejemplos típicos de estos servicios

incluyen, pero no se limitan necesariamente a aquellos

que contiene lo siguiente:

a) en el lugar de los hidrocarburos, que vaporizan lentamente durante la

liberación, como los que operan por debajo del punto de inflamación,

b) hidrógeno, gas combustible y el gas natural,

c) en el lugar de los ácidos y cáusticos fuertes.

6.3.4.4 Clase 3

Servicios que son inflamables, pero no se vaporizan de manera significativa

cuando se escapan y no están ubicados en zonas de alta actividad

en la clase 3. Servicios que son potencialmente dañinos para el tejido humano,

pero se encuentran en zonas remotas pueden ser incluidos

en esta clase. Ejemplos de la clase 3 servicios incluyen, pero no están

necesariamente limitados a los que contiene lo siguiente:

a) en el lugar de los hidrocarburos que no vaporizar significativamente

durante la liberación, como los que operan debajo del flash

punto;






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40

API 570

b) destilados y líneas de productos desde y hacia el almacenamiento y carga;

c) las tuberías patio de tanques;

d) fuera de las instalaciones ácidos y cáusticos.

6.3.4.5 Clase 4

Servicios que son esencialmente no inflamable y no tóxico en la clase 4, al

igual que la mayoría de los servicios públicos. Inspección de

Clase 4 tubería es opcional y por lo general basado en las necesidades de

fiabilidad e impactos de negocio en lugar de la seguridad o

JHONNY

Resaltado

JHONNY

Nota adhesiva

los gases empiezan arder es el punto es el arranque

impacto ambiental. Ejemplos de Clase 4 servicio incluyen, pero no se limitan

necesariamente a los que contienen el

siguiendo:

a) de vapor y vapor de agua condensado;

b) aire;

c) de nitrógeno;

d) agua, incluida el agua de alimentación de calderas, despojado de aguas

ácidas;

e) de aceite lubricante, aceite de foca;

f) ASME B31.3, los servicios de la categoría D;

g) las tuberías y cloacas.

6.4 Extensión de Visual Exteriores y CUI Inspecciones

Inspecciones visuales externos, incluidas las inspecciones para CUI, deben

llevarse a cabo en intervalos máximos que figuran en la Tabla 2

para evaluar los artículos tales como los de API 574. Alternativamente, los

intervalos de inspección visuales externas pueden ser establecidos por

mediante una evaluación RBI válida realizada de acuerdo con API 580. Esta

inspección visual externa para el potencial CUI

también para evaluar la condición de aislamiento y se llevarán a cabo en todos

los sistemas de tuberías susceptibles de CUI enumerados en API

574. Los resultados de la inspección visual deben documentarse para facilitar

las inspecciones de seguimiento.

Tras la inspección visual externa de sistemas susceptibles, se requiere un

examen adicional para la inspección

de CUI. El alcance y el tipo de la inspección adicional CUI se enumeran en la

Tabla 3. Aislamiento dañado a mayor

elevaciones pueden resultar en CUI en zonas más bajas a distancia de los

daños. Inspección ECM para CUI también debe ser

llevado a cabo como se indica en la Tabla 3 en lugares sospechosos que

satisfacen los criterios de temperatura enumerados en el API 574. RT o de

aislamiento

JHONNY

Nota adhesiva

JHONNY

Resaltado

JHONNY

Nota adhesiva

pagina api 574 52 (7.4.4.1)

JHONNY

Resaltado

JHONNY

Nota adhesiva

eXAMEN NO DESTRUCTIVO

JHONNY

Nota adhesiva

cui corrocion bajo aislamianto

la eliminación y la inspección visual normalmente se requiere para esta

inspección en lugares dañados o sospechosos. Otros ECM

los métodos de evaluación se pueden usar donde sea aplicable. Si la

inspección de las zonas dañadas o sospechosas ha localizado

CUI significativa, áreas adicionales debe ser inspeccionado y, cuando se

justifique, hasta el 100 por ciento del circuito debe ser

inspeccionado.

La amplitud del programa de CUI describe en la Tabla 3 se debe considerar

como niveles objetivo para los sistemas de tuberías y

lugares sin experiencia inspección CUI. Se reconoce que varios factores

pueden afectar a la probabilidad de que CUI

incluir:

a) las condiciones climáticas locales,

b) El diseño de aislamiento y mantenimiento,

c) la calidad del revestimiento,






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41

d) las condiciones de servicio.

Instalaciones con experiencia inspección CUI pueden aumentar o reducir los

objetivos de inspección CUI de la Tabla 3. Un exacta

No se requiere la contabilidad de los objetivos de inspección CUI. El

propietario / usuario puede confirmar los objetivos de inspección con

historia operativa u otra documentación.

Los sistemas de tuberías que se sabe que tienen una vida útil restante de más

de 10 años o que están protegidas adecuadamente contra

la corrosión externa no necesita ser incluido para la inspección NDE

recomendada en la Tabla 3. Sin embargo, la condición de

JHONNY

Resaltado

el sistema de aislamiento o el revestimiento exterior, como una cáscara de caja

fría, se deben observar periódicamente por operativo o

otro personal. Si se observa el deterioro, se debe informar al inspector. Los

siguientes son ejemplos de éstos

sistemas:

a) los sistemas de tuberías aisladas eficazmente para impedir la entrada de

humedad,

b) con camisa sistemas de tuberías criogénicas,

c) sistemas de tuberías instalados en una caja de frío en el que la atmósfera se

purga con un gas inerte,

d) los sistemas de tuberías en el que se mantiene la temperatura es lo

suficientemente baja o suficientemente alta para evitar la

presencia de agua.

La inspección visual externa de la tubería al descubierto es evaluar el estado

de los sistemas de pintura y revestimiento, para comprobar si hay

corrosión externa, y para comprobar si hay otras formas de deterioro.

6.5 Alcance de la medición de espesores de Inspección

Para satisfacer los requisitos de intervalos de inspección, cada inspección

medición de espesores debe obtener lecturas de espesor

en una muestra representativa de CML en cada circuito (ver 5.6). Este

muestreo representativo debe incluir datos para

todos los diversos tipos de componentes y orientaciones (horizontal y vertical)

encontrado en cada circuito. Este muestreo también

incluirá CMLs con la fecha de renovación más temprana a partir de la

inspección anterior. Los más CMLs medidos para cada

circuito, el más precisión la próxima fecha de inspección se proyectará. Por lo

tanto, la inspección programada de circuitos

debe obtener el máximo de medidas que sean necesarias.

El alcance de la inspección de los puntos de inyección se cubre en API 574.

6.6 Alcance de calibre pequeño, tuberías auxiliares y roscados conexiones

Inspecciones

6.6.1 PAS Inspección

PAS que es tuberías de proceso primario debe ser inspeccionado de acuerdo

con todos los requisitos de este documento.

PAS que es tuberías de proceso secundario tiene diferentes requisitos

mínimos, dependiendo de la clasificación de servicio.

Clase 1 PAS secundaria deberán ser inspeccionados a los mismos requisitos

que las tuberías de proceso primario. La inspección de la Clase 2

y Clase 3 SBP secundaria es opcional. Deadlegs PAS (tales como bridas de

nivel) en la Clase 2 y Clase 3 sistemas deberían

ser inspeccionados donde la corrosión se ha experimentado o está previsto.

Deadlegs con CMLs deben ser rastreados en un circuito de tuberías separadas

de la tubería de la línea principal. Estos deadlegs o baja

puntos normalmente se identifican y documentan en el acta de inspección por

el inspector. Deadlegs se pueden combinar

en un circuito si sus tasas de corrosión esperados son similares. Las

inspecciones deben incluir una radiografía de perfil en pequeño

deadlegs diámetro, tales como respiraderos y desagües, y UT o RT en

deadlegs de mayor diámetro.






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42

API 570

6.6.2 Auxiliar de tuberías Inspección

La inspección de la PAS auxiliar asociado con los instrumentos y la

maquinaria es opcional y la necesidad de que lo haría

JHONNY

Resaltado

JHONNY

Resaltado

suelen ser determinado por la evaluación de riesgos. Criterios a considerar en

la determinación de si la PAS auxiliar necesitará algún

forma de inspección incluye lo siguiente:

a) Clasificación,

b) potencial de agrietamiento del medio ambiente o la fatiga,

c) potencial de corrosión basado en la experiencia con los sistemas primarios

adyacentes,

d) posibilidad de CUI.

6.6.3 conexiones roscadas de Inspección

La inspección de las conexiones roscadas será de acuerdo a los requisitos

enumerados anteriormente para pequeño calibre y auxiliares

tuberías. Al seleccionar CMLs en conexiones roscadas, incluir sólo aquellos

que pueden ser radiografiado durante

inspecciones programadas.

Las conexiones roscadas asociados con la maquinaria y sujetos a daños por

fatiga deben ser evaluados periódicamente y

considerada para su posible renovación con una pared más gruesa o actualizar

a componentes soldados. El horario para tales

renovación dependerá de varios temas, entre ellos los siguientes:

a) la clasificación de la tubería,

b) la magnitud y la frecuencia de vibración,

c) cantidad de peso sin apoyo,

d) grosor de la pared de tubería actual,

e) si el sistema se puede mantener en funcionamiento,

f) la velocidad de corrosión,

g) servicio intermitente.

6.7 Inspección y mantenimiento de los dispositivos de alivio de presión

(PRD)

6.7.1 general

JHONNY

Resaltado

El calendario

PRD deberán ser probados y reparados por una organización de reparación de

experiencia en mantenimiento de la válvula de alivio. PRD deben estar

inspeccionado, probado y mantenido de acuerdo con API 576

[19]

.

6.7.2 Proceso de Aseguramiento de la Calidad para el PRD

Cada organización de reparación de equipo deberá contar con un sistema de

garantía de calidad totalmente documentado. Como mínimo, la

siguiente se incluirá en el manual de garantía de calidad:

a) página del título;

b) registro de revisiones;






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examne

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c) La página de contenidos;

d) Declaración de la autoridad y la responsabilidad;

e) el organigrama;

f) ámbito de trabajo;

g) dibujos y controles de especificación;

h) los requisitos para el control de materiales y parte;

i) programa de reparación e inspección;

j) Los requisitos para la soldadura, ECM, y el tratamiento térmico;

k) requisitos para la prueba de la válvula, configuración, pruebas de fugas, y

sellado;

l) ejemplo general de la placa de identificación de reparación de la válvula;

m) requisitos para la calibración de medición y prueba calibres;

n) los requisitos para la actualización y el control de las copias del manual de

control de calidad;

Tabla 2 recomendado por intervalos máximos de inspección

Tipo de Circuito

Las mediciones de espesores

Visual externa

Clase 1

Cinco años

Cinco años

Clase 2

10 años

Cinco años

Clase 3

10 años

10 años

Clase 4

Optativo

Optativo

Puntos de inyección

la

Tres años

Por clase

S / A

b

-

Por clase

Las mediciones de espesores NOTA aplican a los sistemas para los que CMLs

han sido establecidos de conformidad con 5.6.

la

Los intervalos de inspección para los puntos de inyección / mezcla

potencialmente corrosivos también pueden ser establecidos por un análisis

RBI válida


b

Ver API RP 574 para más información sobre las interfaces S / A.

Extensión Tabla 3-Recomendado de Inspección CUI Siguiendo

Inspección Visual

Clase Pipe

Aproximado Cantidad de Seguimiento Examen

con ECM o levantamiento de aislamiento en las zonas con

Aislamiento Dañado

Aproximado Cantidad de Inspección CUI por

ECM en zonas sospechosas en Piping Systems

dentro de los rangos de temperatura Susceptibles como

se indica en API 574

1

75%

50%

2

50%

33%

3

25%

10%

4

Optativo

Optativo






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44

API 570

o) formularios de muestra;

) formación y cualificación p requerido para personal de reparación;

) Requisitos de q para el manejo de las no conformidades.

Cada organización de reparación tendrá, además, un programa de capacitación

totalmente documentada que haya seguridad de que el personal de reparación

están calificados en el ámbito de las reparaciones.

6.7.3 Pruebas de PRD y de inspección Intervalos

6.7.3.1 general

Dispositivos de alivio de presión deberán ser probados e inspeccionados a

intervalos que son lo suficientemente frecuentes para verificar que las válvulas

realizar de forma fiable en las condiciones de servicio particulares. Otros

dispositivos de alivio de presión (por ejemplo, discos de ruptura y de vacío

válvulas rompedoras) deberán ser inspeccionados a intervalos basados en las

condiciones de servicio. El intervalo de inspección para todos a la presión

dispositivos aliviar viene determinada tanto por el inspector, ingeniero, u otra

persona calificada por el propietario / usuario

sistema de aseguramiento de la calidad.

JHONNY

Resaltado

JHONNY

Nota adhesiva

examen

JHONNY

Resaltado

6.7.3.2 A menos experiencia documentada y / o una evaluación RBI indica

que un intervalo más largo es aceptable,

intervalos de prueba e inspección de los dispositivos de alivio de presión en

servicios de procesos típicos no debe exceder de:

a) cinco años para los servicios típicos de proceso, y

b) 10 años para limpieza (nonfouling) y servicios corrosivos.

Cuando un dispositivo de alivio de presión se encuentra para ser muy sucia o

pegada, la inspección y las pruebas de intervalo será

redujo a menos que una revisión muestra que el dispositivo funcionará de

forma fiable en el intervalo actual. La revisión debe

determinar la causa de las incrustaciones o las razones para el dispositivo de

alivio de presión no funciona correctamente.

7 Evaluación de datos de inspección, análisis y grabación

7.1 Corrosión Tasa Determinación

7.1.1 El resto de los cálculos de la Vida

La vida restante del sistema de tuberías se calculará de la siguiente fórmula:

(1)

dónde

t

real

es el espesor real, en milímetros (pulgadas), medido en el momento de la

inspección de un lugar determinado o

componente como se especifica en 5.6.

t

necesario

es el espesor requerido, en milímetros (pulgadas), en el mismo lugar o

componente como el táctil

la medición calculada por las fórmulas de diseño (por ejemplo, presión y

estructurales) antes de la corrosión

se añaden subsidio y la tolerancia del fabricante.

La velocidad de corrosión LT de circuitos de tuberías se calculará de la

siguiente fórmula:

(2)

Vida restante (años)

t

real

t

necesario

-

velocidad de corrosión [pulgadas (mm) por año]

-------------------------------------------------- ---------------------------------------

=

Tasa Corrosioon (LT)

t

inicial

t

real

-

tiempo (años) entre t

inicial

y t

real

-------------------------------------------------- --------------------------------------

=






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La velocidad de corrosión ST de circuitos de tuberías se calculará de la

siguiente fórmula:

dónde

t

inicial

es el espesor, en milímetros (pulgadas), en el mismo lugar como táctil medido

durante la instalación inicial o

al comienzo de un nuevo entorno velocidad de corrosión;

t

anterior

es el espesor, en milímetros (pulgadas), en la misma ubicación que táctiles

medida durante uno o más

inspecciones anteriores.

Las fórmulas anteriores se pueden aplicar en un enfoque estadístico para

evaluar las tasas de corrosión y vida restante

cálculos para el sistema de tuberías. Se debe tener cuidado para asegurar que

el tratamiento estadístico de los resultados de los datos refleja

la condición real de los diversos componentes de tubería. El análisis

estadístico empleando mediciones de puntos no es

aplicable a los sistemas de tuberías con mecanismos de corrosión

impredecibles localizados significativos.

LT y ST tasas de corrosión se deben comparar para ver lo que resulta en la

vida útil restante más corto como parte de los datos

evaluación. El inspector autorizado, en consulta con un especialista en

corrosión, seleccionará la velocidad de corrosión que

mejor refleja el actual proceso (véase 6.3.3 para la determinación de intervalo

de inspección).

7.1.2 acaba de instalar sistemas de tuberías o cambios en el servicio

Para los nuevos sistemas de tuberías y sistemas de tuberías para el que se

están cambiando las condiciones de servicio, uno de los siguientes

JHONNY

Resaltado

métodos se emplean para determinar la tasa probable de la corrosión de la que

el espesor de la pared restante en el

hora de la próxima inspección se puede estimar.

a) Una velocidad de corrosión para un circuito de tuberías puede calcularse a

partir de los datos recogidos por el propietario / usuario en los sistemas de

tuberías de

material similar en el servicio comparable y condiciones de funcionamiento

comparables.

b) Si los datos para el mismo o similar servicio no están disponibles, una tasa

de corrosión para un circuito de tuberías puede estimarse a partir de

la experiencia del propietario / usuario o de los datos publicados en los

sistemas de tuberías en servicio comparable.

c) Si la velocidad de corrosión probable no se puede determinar por cualquiera

de los métodos enumerados en el punto a) o el artículo b), el inicial

determinaciones de medición de espesores se hicieron después de no más de

tres meses de servicio mediante el uso de

la medición de espesores no destructivos del sistema de tuberías. Dispositivos

de monitorización de la corrosión, tales como corrosión

cupones o sondas de la corrosión, pueden ser útiles en el establecimiento de la

sincronización de estas mediciones de espesor.

Mediciones posteriores se efectuarán después de intervalos apropiados hasta

que se establezca la velocidad de corrosión.

7.1.3 Sistemas de tuberías existentes

Las tasas de corrosión se calcularán ya sea en un corto plazo o una base LT.

Si los cálculos indican que se ha supuesto una tasa inexacta de la corrosión, la

tasa que se utilizará para el siguiente período

se ajustará de acuerdo con la tasa real encontrado.

Determinación 7,2 PSMA

El PSMA para el uso continuo de los sistemas de tuberías se establecerá

utilizando el código aplicable. Cálculos

puede estar hecho de materiales conocidos si todos los siguientes detalles

esenciales son conocidos para cumplir con los principios de la

código aplicables:

JHONNY

Resaltado

JHONNY

Nota adhesiva

Maxima preiosn de trabajo permisible

a) los límites de temperatura superiores y / o inferiores para materiales

específicos,

Tasa Corrosioon (ST)

t

anterior

t

real

-

tiempo (años) entre t

anterior

y t

real

-------------------------------------------------- ------------------------------------------

=






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46

API 570

b) la calidad de los materiales y mano de obra,

c) los requisitos de inspección,

d) el refuerzo de las aberturas,

e) los requisitos de servicios cíclicos.

Para materiales desconocidos, los cálculos pueden realizarse asumiendo el

material de grado más bajo y la eficiencia conjunta en el

código aplicable. Cuando se vuelve a calcular la PSMA, el espesor de pared

utilizado en estos cálculos será el real

espesor determinado por la inspección menos el doble de la pérdida estimada

de corrosión antes de la fecha de la próxima inspección

(ver 6.3.3). Deberá tenerse para las otras cargas, de acuerdo con el código

aplicable. La aplicables

asignaciones de código para presión y temperatura variaciones de la PSMA

están permitidos siempre todos los asociados

criterios de código están satisfechos.

Tabla 4 contiene dos ejemplos de cálculos de PSMA que ilustran el uso de la

corrosión concepto de vida media.

7.3 Requerido Determinación Espesor

El espesor requerido de una tubería será el mayor entre el espesor de diseño de

presión o el mínimo estructural

de espesor. Para los servicios de alto riesgo, el ingeniero de la tubería debe

considerar aumentar el espesor requerido para

prever cargas imprevistas o desconocidas, o la pérdida de metal sin

descubrir. Ver API 574 para obtener información sobre el diseño

y espesores mínimos estructurales.

7.4 Evaluación de resultados de la inspección

Presión contiene componentes encontró que la degradación que podrían

afectar a su capacidad de carga [Presión

cargas y otras cargas aplicables (por ejemplo, el peso, el viento, etc., por API

579 a 1 / ASME FFS-1)] deberá ser evaluado por

la continuidad del servicio. Fitness-por-servicio técnicas, como los

documentados en la API de 579 a 1 / ASME FFS-1, Segunda

Edition, puede ser utilizado para esta evaluación. Las técnicas de aptitud para

el servicio utilizados deberán ser aplicables a la específica

degradación observada. Las siguientes técnicas pueden usarse según sea

aplicable.

a) Evaluar la pérdida de metal en exceso de la tolerancia de corrosión, se

puede realizar una evaluación de aptitud para el servicio

de acuerdo con una de las siguientes secciones de API 579 a 1 / ASME FFS-

1. Esta evaluación requiere el uso de

una asignación futura corrosión, que se establecerá, en base a 7,1.

1) Evaluación del general metal Pérdida-API 579-1 / ASME FFS-1, Sección

4.

2) Evaluación de metal Local Pérdida-API 579 a 1 / ASME FFS-1, Sección 5.

3) Evaluación de la corrosión por picadura-API 579-1 / ASME FFS-1,

Sección 6.

b) Evaluar las ampollas y laminaciones, una evaluación de aptitud para el

servicio se debe realizar de acuerdo con

API 579-1 / ASME FFS-1, Sección 7. En algunos casos, esta evaluación

requerirá el uso de una corrosión futuro

subsidio, que se establecerá, en base a 7,1.

c) Evaluar desalineación y concha distorsiones de soldadura, una evaluación

de aptitud para el servicio debe realizarse en

acuerdo con API 579 a 1 / ASME FFS-1, Sección 8.

d) Evaluar los defectos crack como, una evaluación de aptitud para el servicio

se debe realizar de acuerdo con API 579-

1 / ASME FFS-1, Sección 9.

e) Evaluar los efectos de daño de fuego, una evaluación de aptitud para el

servicio se debe realizar de acuerdo con

API 579-1 / ASME FFS-1, Sección 11.






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Análisis de tensión 7.5 Tuberías

Las tuberías se deben soportado y guiado de manera que:

a) su peso se realiza de forma segura,

b) tiene suficiente flexibilidad para la expansión o contracción térmica, y

c) que no vibra en exceso.

Flexibilidad de tuberías es de creciente preocupación mayor es el diámetro de

la tubería y mayor es la diferencia entre

las condiciones ambientales y la temperatura de funcionamiento.

Tubería análisis de tensión para evaluar la flexibilidad del sistema y la

adecuación de soporte normalmente no se lleva a cabo como parte de una

tubería

inspección. Sin embargo, muchos sistemas de tuberías existentes se analizaron

como parte de su diseño original o como parte de un re-

calificación o modificación, y los resultados de estos análisis pueden ser útiles

en el desarrollo de planes de inspección. Cuando

se observa un movimiento inesperado de un sistema de tuberías, tales como

durante una inspección visual externa (véase 5.4.3), el

inspector debe discutir estas observaciones con el ingeniero de la tubería y

evaluar la necesidad de la realización de una tubería

Análisis de estrés.

Tabla 4-Dos ejemplos del cálculo de PSMA que ilustra el uso del concepto

de la corrosión de media vida

Ejemplo 1

Presión de diseño / temperatura

500 psig / 400 ° F (3,447 kPa / 204 ° C)

Descripción Pipe

NPS 16, peso estándar, A 106-B

Diámetro exterior de la tubería,

D

16 pulg. (406 mm)

Estrés permitido

20.000 psi (137,900 kPa)

La eficiencia de soldadura longitudinal,

E

1.0

Espesor determina a partir de la inspección

0,32 pulg. (8,13 mm)

Velocidad de corrosión observada (ver 7.1.1)

0.01 pulg. / Año (0.254 mm / año)

Inspección Siguiente planificada

5 años

Pérdida de la corrosión estimado por la fecha de la próxima inspección

= 5 0.01 = 0.05 pulg. (5 0,254 = 1,27 mm)

PSMA en nosotros consuetudinarios (USC) unidades

= 2

SEt

/

D

= 550 psig

En las unidades del SI

= 3747 kPa

Conclusión: OK

Ejemplo 2

Inspección Siguiente planificada

7 años

Pérdida de la corrosión estimado por la fecha de la próxima inspección

= 7 0,01 = 0,07 pulg. (7 0.254 = 1.78mm)

PSMA En unidades USC

= 2

SEt

/

D

= 450 psig

En las unidades del SI

= 3104 kPa

Conclusión: hay que reducir intervalo de inspección o determinar que la

presión normal de operación no excederá este nuevo PSMA durante

el séptimo año, o renovar la tubería antes de que el séptimo año.

NOTA 1 psig = libras por pulgada cuadrada; psi = libras por pulgada

cuadrada.

NOTA 2 La fórmula para PSMA es de ASME B31.3, la ecuación 3b, donde

t

= Espesor corroído.






de IHS

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48

API 570

Ver API 574 para obtener más información sobre el diseño de presión,

espesores mínimos requeridos mínimos y estructurales,

incluyendo fórmulas, problemas de ejemplo y tablas predeterminadas de

mínimos sugeridas.

Tubería análisis de tensión puede identificar los componentes más sometidos a

grandes esfuerzos en un sistema de tuberías y predecir la térmica

movimiento del sistema cuando se coloca en funcionamiento. Esta

información se puede utilizar para concentrar los esfuerzos de inspección

en los lugares más propensos a daños por fatiga de expansión térmica

(calentamiento y enfriamiento) ciclos y / o fluencia

daños en las tuberías de alta temperatura. Comparando los movimientos

térmicos previstos con los movimientos observados puede ayudar

identificar la ocurrencia de condiciones de funcionamiento inesperados y

deterioro de las guías y soportes. Consulta

con el ingeniero de la tubería que sean necesarias para explicar las

desviaciones observadas de las predicciones de análisis, sobre todo

para sistemas complejos que implican múltiples soportes y guías entre los

puntos finales.

Análisis de estrés de tuberías también puede ser empleado para ayudar a

resolver los problemas de vibración tuberías observados. Lo natural

frecuencias en la que un sistema de tuberías vibrará pueden predecirse por el

análisis. Los efectos de la guía adicional puede ser

evaluado para evaluar su capacidad de controlar la vibración mediante el

aumento de las frecuencias naturales del sistema más allá de la frecuencia

de fuerzas de excitación, tales como la velocidad de rotación de la

máquina. Es importante determinar que los guías añadido al control de la

vibración

no restringir adversamente la expansión térmica.

7.6 Informes y Registros para Tuberías Sistema de Inspección

7.6.1 permanentes y progresivos Registros

Los propietarios de sistemas de tuberías y los usuarios deberán llevar registros

permanentes y progresivas de sus sistemas de tuberías y

la presión para aliviar dispositivos. Los registros permanentes se mantendrán

durante toda la vida útil de cada sistema de tuberías.

Como parte de estos registros, registros de inspección y mantenimiento

progresistas se actualizará periódicamente para incluir nueva

la información pertinente a la historia operación, inspección y mantenimiento

del sistema de tuberías. Ver también API 574 para

más información de los registros del sistema de tuberías.

7.6.2 Tipos de tuberías Registros

Sistema de tuberías y registros de dispositivos de alivio de presión deberán

contener cuatro tipos de información pertinentes para mecánica

la integridad de la siguiente manera.

a) La fabricación, Construcción y Diseño de la Información en la medida

disponible-Por ejemplo, MDR, MTR, soldadura

mapas, WPS / PQR, datos de especificación de diseño, cálculos de diseño de

tuberías, registros NDE, los registros de tratamiento térmico,

para aliviar la presión cálculos de dimensionamiento de dispositivos y los

planos de construcción.

b) Historia Para Inspección ejemplo, los informes de inspección y datos para

cada tipo de inspección llevada a cabo (por ejemplo, internos,

, mediciones externas de espesor), y las recomendaciones de inspección para

la reparación. Los informes de inspección deberá

documentar la fecha de cada inspección y / o el examen, la fecha de la

próxima inspección programada, el nombre (o

iniciales) de la persona que realizó la inspección y / o el examen, el número de

serie u otro identificador del

equipo inspeccionado, una descripción de la inspección y / o el examen

realizado, y los resultados de la

inspección y / o examen. Registros Piping RBI deben estar de acuerdo con

API 580.

c) Servicios de reparación, alteración, y re-rating información -por ejemplo:

1) las formas de reparación y alteración si preparadas;

2) los informes que indican que los sistemas de tuberías todavía en servicio,

ya sea con las deficiencias observadas, reparaciones temporales o

recomendaciones para la reparación, son adecuados para el servicio continuo

hasta que las reparaciones pueden ser completadas; y

3) Documentación recalificación (incluyendo cálculos recalificación y las

nuevas condiciones de diseño.






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d) Evaluación de aptitud para el servicio Requisitos de documentación se

describen en API 579 hasta 1 / ASME FFS-1-

Requisitos de documentación específicos para el tipo de defecto están

evaluando se proporcionan en la parte apropiada de

API 579-1 / ASME FFS-1.

7.6.3 Operación y Mantenimiento de Registros

Registros de operaciones y mantenimiento del sitio, tales como las

condiciones de operación, incluyendo alteraciones en el proceso que puedan

afectar

integridad mecánica, cambios en el servicio, el daño mecánico de

mantenimiento debe también estar disponible para el

inspector.

7.6.4 Los registros informáticos

El uso de un sistema basado en computadora para almacenar, calcular, y

analizar los datos debe ser considerado en vista de la

volumen de datos que se generará como parte de un programa de inspección

de tuberías. Los programas de ordenador son particularmente

útil para lo siguiente:

a) el almacenamiento y el análisis de las lecturas de espesor reales;

b) el cálculo de las tasas de corto y largo plazo de la corrosión, fechas de

jubilación, PSMA, y los intervalos de reinspección en un

grabación de puntos de base de registro de punto;

c) poner de relieve las áreas de altas velocidades de corrosión, circuitos de

tuberías atrasados para la inspección, las tuberías cerca de la jubilación

de espesor, y otra información.

7.6.5 Tuberías Circuito Registros

La siguiente información debe ser registrada para cada circuito de tuberías en

el que se encuentran CMLs:

a) los materiales de las especificaciones de construcción / tuberías;

b) las presiones de funcionamiento y diseño y las temperaturas;

c) Valoración de brida ANSI;

d) los fluidos de proceso;

e) si el circuito es un deadleg, punto de inyección, servicio intermitente, u otro

circuito especial;

f) la velocidad de corrosión y una vida útil restante de, al menos, el punto de

examen limitativo en el circuito;

g) intervalo máximo para la inspección externa;

h) intervalo máximo para la inspección de la medición de espesores;

i) cualquier modo la corrosión inusual o localizada que requeriría técnicas

especializadas de inspección;

j) particulares características de circuitos que podrían someter a los rápidos

incrementos de corrosión en el caso de un proceso de malestar o pérdida de

flujo de fluido de inyección.






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API 570

7.6.6 Inspección isométricos Dibujos (ISOs)

El propósito principal de ISOs de inspección es identificar la ubicación de

CML y para identificar la ubicación de cualquier

mantenimiento recomendada. Inspección ISOs se recomiendan y deben

contener lo siguiente:

a) todos los componentes importantes de los circuitos de tubería (por ejemplo,

todas las válvulas, codos, tees, ramas, etc.);

b) toda la tubería secundaria para la clase 1 (o alta RBI consecuencia)

circuitos de tuberías;

c) la tubería secundaria hasta la válvula de bloqueo que se utiliza normalmente

para la Clase 2 (o consecuencia RBI apropiado) unidad

tubería;

d) todas las CMLs con información apropiada para localizar los CMLs;

e) la orientación y la escala adecuada para proporcionar detalle legibles;

f) los números de la tubería de circuito y los cambios;

g) continuación los números de dibujo;

h) la identificación de las reparaciones temporales.

Inspección ISOs se recomiendan para todas las tuberías de la unidad y toda

clase 1 (o alta consecuencia RBI) rack de tuberías tuberías en

que CMLs se han definido para la medición de espesores. Métodos

alternativos para tuberías rack de tuberías que

describe adecuadamente el sistema sin ISOs puede ser utilizado.

Inspección ISOs se recomiendan para la Clase 2 (o consecuencia RBI

apropiado) tuberías rack con CML, excepto que

dibujos de tipo rejilla se pueden usar si todos los otros detalles se muestran. El

uso de datos locales o isométricos locales es aceptable

para mostrar la ubicación de CML en dibujos de rejilla.

Inspección ISOs no necesita ser dibujado a escala o mostrar las dimensiones

menos que sea necesario para localizar CMLs.

7.7 Recomendaciones de inspección para reparación o sustitución

Una lista de recomendaciones de reparación o reemplazo (incluye

recomendaciones para las no conformidades) que la tubería de impacto

Se requiere integridad y se mantendrá vigente. El sistema de seguimiento de la

recomendación deberá incluir:

a) recomienda las medidas correctivas o de reparación y la fecha,

b) la prioridad o fecha límite para la acción recomendada,

c) identificador de sistema de tubería (por ejemplo, sistema de tuberías o

número de circuito) que la recomendación afecta.

Se requiere un sistema de gestión para el seguimiento y la revisión de las

recomendaciones pendientes en forma periódica.

7.8 Registros de Inspección de las inspecciones externas

Resultados de las inspecciones del sistema de tuberías externas deberán

documentarse. Se recomienda un formato narrativo o lista de control

al documentar resultados de la inspección. La ubicación de las inspecciones

CUI, ya sea por el aislamiento remoción o ECM, debe ser

identificados. La ubicación puede ser identificado mediante el establecimiento

de una CML en la norma ISO inspección adecuada o con marcada-up

ISOs de construcción e informes narrativos.






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7.9 Tuberías El fracaso e informes de fugas

Las fugas y fallas en las tuberías que se producen como resultado de la

corrosión, fisuras o daños mecánicos deberán notificarse, y

registrado al propietario por el usuario. Al igual que con otras fallas de

tuberías, fugas y fallas en los sistemas de tuberías deben ser investigadas a

identificar y corregir la causa de la falla. Reparaciones temporales a los

sistemas de tuberías deberán documentarse en la inspección

registros.

7.10 Inspección Aplazamiento o Intervalo de revisión

Cualquier circuito de tuberías no haya sido inspeccionado dentro del intervalo

establecido se considera atrasada para su inspección, a menos que un

plan de inspección alternativa aceptable es establecida por un proceso de

aplazamiento o el intervalo de inspección se revisa con

análisis apropiado.

Un aplazamiento es apropiado cuando intervalo actual del circuito de tuberías

todavía se considera que es correcta dado el disponibles

datos, sino una extensión de la fecha de inspección basado en un proceso de

análisis de riesgos documentado es aceptable para la

inspector. Aplazamientos son de una sola vez, extensiones temporales de

inspección de tuberías fechas de vencimiento y no se considerarán

las revisiones de intervalos de inspección.

Una revisión intervalo de inspección es apropiado cuando la revisión de la

condición de la tubería y la historia indica que la corriente

intervalo de inspección fue demasiado conservadora o liberal. Requisitos

básicos para las revisiones de intervalo son:

a) la historia y la condición de las tuberías serán revisados por el inspector;

b) las revisiones de intervalo deben ser documentadas por el inspector y deben

incluir la base técnica de apoyo al

revisión de intervalo;

c) el inspector deberá aprobar una revisión al intervalo o aplazamiento.

NOTA

Si hay potencialmente cualquier tipo inusual de la degradación que participan

en la inspección de los sistemas de tuberías, el inspector es

aconsejó buscar la orientación del especialista ingeniero de tuberías o la

corrosión antes de aprobar cambios de intervalo.

8 reparaciones, reformas, y la recalificación de los sistemas de tuberías

8.1 Reparaciones y Alteraciones

8.1.1 general

Los principios de la ASME B31.3 o el código para la que el sistema de

tuberías se construyó se seguirán en la medida

práctica para reparaciones en servicio. ASME B31.3 está escrito para el

diseño y construcción de sistemas de tuberías. Sin embargo, la mayoría

de los requisitos técnicos de diseño, soldadura, el examen y materiales

también se pueden aplicar en la inspección, re-

calificación, reparación y alteración de los sistemas de tuberías de

funcionamiento. Cuando ASME B31.3 no puede ser seguido por su nueva

la cobertura de la construcción (como revisadas o nuevas especificaciones de

los materiales, los requisitos de inspección, seguro de calor

tratamientos y pruebas de presión), el ingeniero de la tubería o inspector se

guiarán por API 570 en lugar de la estricta conformidad

a ASME B31.3. Como ejemplo de la intención, la frase "principios de ASME

B31.3" se ha empleado en API 570,

en lugar de "de acuerdo con ASME B31.3."

Los principios y prácticas de la API RP 577 también se deben seguir para

todas las reparaciones y modificaciones soldadas.

8.1.2 Autorización

Toda reparación y alteración obra se hará por una organización de reparación

como se define en la Sección 3 y deberá ser autorizada por

el inspector antes de su comienzo. Autorización para Trabajos de

transformación de un sistema de tuberías que no se puede dar sin

previa consulta con, y aprobación por el ingeniero de tuberías. El inspector

designará los puntos de retención de inspección






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API 570

requerido durante la secuencia de reparación o alteración. El inspector podrá

dar autorización general previa limitada o

reparaciones y procedimientos de rutina, siempre que el inspector está

satisfecho con la competencia de la organización de reparación.

8.1.3 Aprobación

Todos los métodos propuestos de diseño, ejecución, materiales,

procedimientos de soldadura, la exploración y las pruebas serán

aprobado por el inspector o por el ingeniero de la tubería, según

corresponda. La aprobación del propietario / usuario en operación de

soldadura es

requerido.

Soldadura reparaciones de grietas que se produjeron en el servicio no debe

intentarse sin consulta previa con la tubería

ingeniero con el fin de identificar y corregir la causa del

agrietamiento. Ejemplos son grietas sospechosos de estar causado

por la vibración, ciclos térmicos, los problemas de expansión térmica, y

agrietamiento ambiental.

El inspector deberá aprobar todas las reparaciones y la alteración de trabajo en

puntos de espera designados y después de las reparaciones y

alteraciones se han completado satisfactoriamente de acuerdo con los

requisitos de API 570.

8.1.4 Las reparaciones de soldadura (Incluyendo on-stream)

8.1.4.1 Las reparaciones temporales

Para las reparaciones temporales, incluyendo en funcionamiento, un cerco

completo soldada recinto manga o de tipo caja dividida diseñada por

el ingeniero de la tubería se puede aplicar sobre el área dañada o corroída. Ver

ASME PCC-2 para más información sobre

reparaciones temporales a los sistemas de tuberías. Grietas longitudinales no

deberán ser reparadas de esta manera a menos que la tubería

ingeniero ha determinado que no se espera que las grietas se propaguen de

debajo de la manga. En algunos casos, el

ingeniero de la tubería deberá consultar con un analista de la fractura. El

diseño de los recintos temporales y reparaciones será

aprobado por el ingeniero de la tubería.

Si el área de reparación se localiza (por ejemplo, picaduras o agujeros) y el

SMYS del tubo no es superior a 40.000 psi

(275,800 kPa), y un análisis de aptitud para el servicio muestra es aceptable,

una reparación temporal puede ser hecha por el filete

soldar un acoplamiento dividida adecuadamente diseñado o parche placa

sobre la zona sin hueso o localmente adelgazada (ver 8.2.3 para el diseño

consideraciones y el Anexo C para un ejemplo). El material para la reparación

deberá coincidir con el metal base menos que sea aprobado

por el ingeniero de la tubería. Un parche filete soldado no debe instalarse en la

parte superior de un parche filete soldada existente. Cuando

la instalación de un parche filete-soldada adyacente a un filete de parche

soldada existente, la distancia mínima entre la punta de la

soldadura de filete no deberá ser inferior a:

dónde

D

es el diámetro interior en pulgadas (milímetros);

t

es el espesor mínimo requerido del parche filete soldadas en pulgadas

(milímetros).

Para fugas menores, recintos diseñados adecuadamente pueden soldarse sobre

la fuga, mientras que el sistema de tuberías está en servicio,

siempre que el inspector está satisfecho de que sigue siendo un espesor

suficiente en la zona de la soldadura y las tuberías

componente puede soportar la soldadura sin la probabilidad de un mayor daño

material, tal como del servicio cáustica.

Reparaciones temporales deben ser removidos y reemplazados con una

reparación permanente adecuada en la próxima disponibles

oportunidad mantenimiento. Reparaciones temporales pueden permanecer en

su lugar por un período más largo de tiempo sólo si aprobado y

documentado por el ingeniero de la tubería.

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8.1.4.2 Reparaciones Permanentes

Las reparaciones de defectos encontrados en componentes de tubería pueden

realizarse mediante la preparación de una ranura de soldadura que elimina

completamente

el defecto y luego llenar la ranura con el metal de soldadura depositado de

acuerdo con 8.2.

Áreas corroídas pueden restaurarse con el metal de soldadura depositado de

acuerdo con 8.2. Las irregularidades de superficie y

la contaminación, se retira antes de la soldadura. NDE métodos apropiados se

aplicarán después de la finalización de la

soldadura.

Si es factible tomar el sistema de tuberías fuera de servicio, el área defectuosa

puede ser retirado cortando una cilíndrico

sección y su sustitución por un componente de tubería que cumpla con el

código aplicable.

Parches Insertar (parches ras) se pueden usar para reparar las zonas dañadas o

corroídas si los siguientes requisitos son

reunió:

a) soldaduras de ranura de penetración completa se proporcionan;

b) para los sistemas de clase 1 y clase 2 de tuberías, las soldaduras deberán ser

100% radiografiado o ultrasonidos prueba utilizando ECM

procedimientos que son aprobados por el inspector;

c) los parches pueden ser de cualquier forma, pero deberán tener las esquinas

redondeadas [1 pulg. (25 mm) radio mínimo].

Ver ASME PCC-2 para más información sobre reparaciones soldadas a los

sistemas de tuberías.

8.1.5 Reparaciones Nonwelding (on-stream)

Reparaciones temporales de secciones adelgazadas localmente o defectos

circunferenciales lineales se pueden hacer en funcionamiento mediante la

instalación de un

envolturas recinto aplicada (por ejemplo, de fijación atornillada, abrigo

compuesto no metálico, metálicos y epoxi adecuadamente diseñado y,

u otro no soldada aplica reparación temporal). El diseño deberá incluir el

control de cargas de empuje axial Si la tubería

componente que se adjunta es (o puede ser) insuficiente para controlar el

empuje de presión. El efecto de encerrar

(trituración) fuerzas en el componente también se considerarán. Ver ASME

PCC-2 para obtener más información sobre la no metálica

métodos de reparación envoltura compuestos.

Durante plazos de entrega u otras oportunidades apropiadas, sellado de fugas

temporales y dispositivos de fugas de disiparse, incluyendo

válvulas, se extraerá y acciones apropiadas tomadas para restaurar la

integridad original del sistema de tuberías. los

inspector y / o ingeniero de tuberías deben participar en la determinación de

los métodos y procedimientos de reparación. Fuga temporal

sellado y fuga disipar dispositivos pueden permanecer en el lugar durante un

período de tiempo más largo si aprobado y documentado

por el ingeniero de la tubería.

Procedimientos que incluyen sellado de fluidos ("bombeo") para tuberías de

proceso de fugas deben ser revisados a la aceptación de la

inspector o ingeniero de la tubería. La revisión debe tener en cuenta la

compatibilidad del sellador con el

material de fugas; la presión de bombeo en la abrazadera (especialmente

cuando se re-bombeo) y cualesquiera fuerzas de aplastamiento resultantes;

y; el riesgo de sellador que afecta a los medidores de flujo aguas abajo,

válvulas de alivio, o maquinaria; el riesgo de fuga subsiguiente

en roscas de los pernos que causan corrosión o corrosión bajo tensión de los

tornillos; y el número de veces que el área del sello es

repumped.

Ver ASME PCC-2 para más información sobre reparaciones temporales no

soldadas para sistemas de tuberías.

8.2 Soldadura y Hot Tapping

8.2.1 general

Toda reparación y alteración de soldadura se hará de conformidad con los

principios de ASME B31.3 o el código para que

el sistema de tuberías se construyó.






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API 570

Cualquier soldadura realizada sobre componentes de tuberías en operación se

hará de acuerdo con API 2201. El inspector

deberá utilizar como mínimo el "sugerido Hot Tap Lista de comprobación"

que figura en el API de 2 201 para hot tapping realizado en tuberías

componentes. Ver API 577 para obtener más instrucciones sobre hot tapping y

soldadura en servicio.

8.2.2 Los procedimientos, requisitos y Registros

La organización de reparación deberá utilizar soldadores y procedimientos de

soldadura calificado de acuerdo con ASME B31.3 o al

código para la que se construyó la tubería. Ver API 577 para obtener

orientación sobre los procedimientos de soldadura y cualificaciones.

La organización de reparación deberá mantener registros de los

procedimientos de soldadura y las calificaciones de desempeño del

soldador. Estas

registros estarán a disposición del inspector antes del inicio de la soldadura.

8.2.3 Precalentamiento y PWHT

8.2.3.1 general

Consulte la API 577 para obtener orientación sobre el precalentamiento y

PWHT.

8.2.3.2 El precalentamiento

Temperatura de precalentamiento se utiliza en la fabricación de las

reparaciones de soldadura se hará de conformidad con el código aplicable y

cualificado

procedimiento de soldadura. Excepciones para reparaciones temporales

deberán ser aprobadas por el ingeniero de la tubería.

El precalentamiento a no menos de puede ser considerado como una

alternativa a PWHT para alteraciones o reparaciones de 300 ° F (150 ° C)

sistemas de tuberías PWHT inicialmente como un requisito del código (ver

nota). Esto se aplica a la tubería construida de los aceros P-1

enumerados en ASME B31.3. P-3 aceros, con la excepción de los aceros Mn-

Mo, también pueden recibir el 300 ° F (150 ° C) como mínimo

alternativa de precalentamiento cuando la temperatura de funcionamiento del

sistema de tuberías es suficiente para proporcionar la resistencia razonable alta

y cuando no hay peligro de identificación asociada con la prueba de presión,

apagado y arranque. El inspector

debe determinar que la temperatura mínima de precalentamiento se mide y se

mantiene. Después de la soldadura, la articulación debe

inmediatamente ser cubiertos con aislamiento para ralentizar la velocidad de

enfriamiento.

NOTA

El precalentamiento no se puede considerar como una alternativa a la

prevención de agrietamiento ambiental.

Los sistemas de tuberías construidas con otros aceros requieren inicialmente

PWHT normalmente son térmico después del soldeo tratarse si las

alteraciones o

se llevan a cabo las reparaciones que implican soldadura de retención de

presión. El uso de la alternativa de precalentamiento requiere la consulta

con el ingeniero de la tubería que se debe considerar la posibilidad de

agrietamiento ambiental y si la soldadura

procedimiento proporcionará la resistencia necesaria. Ejemplos de situaciones

en las que esta alternativa podría ser considerado

incluir las soldaduras de sellado, la acumulación de metal de soldadura de las

áreas delgadas y clips de apoyo soldadura.

8.2.3.3 PWHT

PWHT de reparaciones del sistema de tuberías o alteraciones se debe hacer

uso de los requisitos aplicables de ASME B31.3 o

el código para la que se construyó la tubería. Ver 8.2.2.2 para un

procedimiento de precalentamiento alternativa para algunos PWHT

requisitos. Excepciones para reparaciones temporales deberán ser aprobadas

por el ingeniero de la tubería.

PWHT local puede ser sustituido por 360 ° de anillamiento en reparaciones

locales en todos los materiales, siempre las siguientes precauciones

y se aplican los requisitos.

a) La solicitud es revisada y un procedimiento desarrollado por el ingeniero de

la tubería.

b) En la evaluación de la idoneidad de un procedimiento, se tendrá en cuenta a

los factores aplicables, tales como metal común

espesor, gradientes térmicos, las propiedades del material, los cambios

resultantes de PWHT, la necesidad de penetración completa

soldaduras y superficie y exámenes volumétricos después PWHT. Además,

las cepas globales y locales y






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distorsiones resultantes del calentamiento de una zona restringida local de la

pared de la tubería se considerarán en el desarrollo

y la evaluación de los procedimientos PWHT.

c) Un precalentamiento de 150 ° C (300 ° F), o superior según lo especificado

por los procedimientos de soldadura específicos, se mantiene mientras se

suelda.

d) La temperatura PWHT requerida deberá mantenerse a una distancia de no

menos de dos veces el metal común

espesor medido de la soldadura. La temperatura PWHT será supervisada por

un número adecuado de

termopares (un mínimo de dos) en función del tamaño y la forma del calor

zona a tratar.

e) el calor controlado se aplicará también a cualquier conexión sucursal u otro

archivo adjunto dentro del área PWHT.

f) El PWHT se lleva a cabo para el cumplimiento del código y no para

resistencia al agrietamiento ambiental.

8.2.4 Diseño

Las juntas a tope serán soldaduras de ranura de penetración completa.

Componentes de tuberías se sustituyen cuando es probable que sea inadecuada

reparación. Nuevas conexiones y reemplazos deberán

ser diseñadas y fabricadas de acuerdo con los principios del código

aplicable. El diseño de los recintos temporales

y las reparaciones deberán ser aprobados por el ingeniero de la tubería.

Nuevas conexiones pueden ser instalados en los sistemas de tuberías siempre

el diseño, ubicación y método de fijación

ajustarse a los principios del código aplicable.

Parches Filete soldadas requieren consideraciones de diseño especiales, sobre

todo en relación con la eficiencia y la grieta-junta de soldadura

la corrosión. Parches Filete soldadas deberán ser diseñados por el ingeniero de

la tubería. Un parche puede ser aplicado a la externa

superficies de la tubería, siempre que esté de acuerdo con 8.1.3 y cumple con

cualquiera de los siguientes requisitos:

a) el parche propuesto proporciona resistencia de diseño equivalente a una

abertura reforzada diseñada de acuerdo con la

código aplicable;

b) el parche propuesto está diseñado para absorber la tensión de la membrana

de la parte de una manera que está de acuerdo con

los principios del código de su caso, si se cumplen los siguientes criterios:

1) la tensión de la membrana permisible no se exceda en la parte de tubería o

el parche,

2) la cepa en el parche no da lugar a tensiones de soldadura de filete excedan

tensiones admisibles para estas soldaduras,

3) un parche superposición tendrá esquinas redondeadas (véase el anexo C).

Diferentes componentes en el mismo sistema de tuberías o circuito pueden

tener diferentes temperaturas de diseño. Al establecer el

temperatura de diseño, se dará cuenta de procesar temperaturas de fluidos, la

temperatura ambiente, la calefacción y la

refrigeración temperaturas medios de comunicación y el aislamiento.

8.2.5 Materiales

Los materiales utilizados en la fabricación de reparación o modificación serán

de reconocida calidad soldables, deberán ajustarse a la aplicable

código y deberá ser compatible con el material original. Para conocer los

requisitos de verificación de materiales, véase 5.8.

8.2.6 ECM

La aceptación de una reparación o alteración soldada incluirá ECM de

acuerdo con el código aplicable y el propietario /

las especificaciones del usuario, a menos que se especifique lo contrario en el

API 570. Los principios y prácticas del API 577 también será






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API 570

seguido. Cuando se requieren exámenes superficiales y volumétricas, deberán

estar de acuerdo con ASME BPVC

Sección V (o equivalente).

Prueba 8.2.7 Presión

Una vez finalizada la soldadura, se realizará una prueba de presión de acuerdo

con 5.8 si es práctico y que se considere

necesaria por el inspector. Las pruebas de presión que normalmente se

requieren después de alteraciones y reparaciones mayores. Ver ASME PCC-

2 para obtener más información sobre la realización de pruebas de

presión. Cuando una prueba de presión no es necesario ni práctico, ECM será

utilizada en lugar de una prueba de presión. Sustituyendo procedimientos

ECM apropiados para una prueba de presión después de una alteración, re-

calificación, o la reparación pueden llevar a cabo sólo después de consultar

con el inspector y el ingeniero de tuberías. Para aislamiento existente

líneas que se están probando la presión después de las reparaciones, re-

calificación, o alteraciones, no es necesario quitar el aislamiento en todos los

soldaduras existentes. Las pruebas de presión con tiempos y observaciones de

los indicadores de presión de retención más largos pueden ser sustituidos por

aislamiento pelar cuando los riesgos asociados a la fuga debajo del

aislamiento son aceptables.

Cuando no es práctico realizar una prueba de presión de una soldadura de

cierre final que se une a una sección nueva o de reemplazo de

tuberías a un sistema existente, todos los siguientes requisitos quedará

satisfecho.

a) La tubería nueva o de reemplazo se prueba la presión y examinada de

acuerdo con el código aplicable

rige el diseño del sistema de tuberías, o si no es práctico, soldaduras se

examinó con Nde apropiado, como

especificada por el inspector de tuberías autorizado.

b) La soldadura de cierre es una penetración total extremo-soldadura entre

cualquier tubería o componente de tubería estándar de igual diámetro

y espesor, alineados axialmente (no corte a inglete), y de materiales

equivalentes. Alternativas aceptables son:

1) slip-on bridas para casos de diseño hasta la clase 150 y 500 ° F (260 ° C); y

2) racores soldados bridas o racores soldados sindicatos para los tamaños NPS

2 o menos y casos de diseño de hasta Clase 150 y

500 ° F (260 ° C).

Un espaciador diseñado para la soldadura socket o algún otro medio se

utilizará para establecer un mínimo

1

/

16

in. (1,6 mm)

brecha. Soldaduras de corriente debe estar por ASME B31.3 y deberán tener

un mínimo de dos pases.

c) Cualquier cierre de extremo-soldadura final será del 100% RT; o la

detección de fallas por ultrasonido ángulo de haz se puede utilizar, siempre

Se han establecido los criterios de aceptación pertinentes.

d) MT o PT se llevarán a cabo en la pasada de raíz y de la soldadura

terminada para empalmar-soldaduras y en la soldadura terminada

de filete-soldaduras.


de la industria cualificado para soldaduras de cierre que no han sido

prueba de presión y para las reparaciones de soldadura identificados por el

ingeniero de la tubería o tuberías inspector autorizado.

8.3 Re-calificación

Re-calificación de los sistemas de tuberías cambiando el grado de la

temperatura o de la PSMA puede hacerse sólo después de todo lo siguiente

se cumplen los requisitos.

a) Los cálculos se realizan por el ingeniero de la tubería o el inspector.

b) Todos los re-clasificaciones se establecerán de acuerdo con los requisitos

del código para que el sistema de tuberías era

construido o por cálculo utilizando los métodos apropiados en la última

edición del código aplicable.

c) los registros de inspección actuales verificar que el sistema de tuberías es

satisfactorio para las condiciones de servicio propuestas y que

Se proporciona la tolerancia de corrosión apropiado.






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d) los sistemas de tuberías Rerated se prueba para detectar fugas de acuerdo

con el código a la que se construyó el sistema de tuberías o

la última edición del código aplicable para las nuevas condiciones de servicio,

a menos que los registros documentados indican una

prueba de fuga anterior se llevó a cabo en mayor que o igual a la presión de

prueba para la nueva condición. Un aumento en

la temperatura de calificación que no afecta a la tensión de tracción permisible

no requiere una prueba de fugas.

e) El sistema de tuberías está marcada para afirmar que los dispositivos de

alivio de la presión requerida están presentes, se establecen en el

presión adecuada, y tiene la capacidad adecuada a la presión establecida.

f) El sistema de tuberías de re-calificación es aceptable para el inspector o

tuberías ingeniero.

g) Todos los componentes de tuberías en el sistema (tales como válvulas,

bridas, tornillos, juntas, embalaje y juntas de dilatación) son

adecuada para la nueva combinación de presión y temperatura.

h) la flexibilidad de tuberías es adecuado para los cambios de temperatura de

diseño.

i) los registros técnicos apropiados se actualizan.

j) Una disminución de la temperatura mínima de funcionamiento se justifica

por los resultados de pruebas de impacto, si es requerido por el código

aplicable.

9 Inspección de tuberías enterradas

9.1 Generalidades

La inspección de tuberías de proceso enterrado (no regulados por el

Departamento de Transporte de Estados Unidos) es diferente de la otra

inspección de tuberías de proceso, porque el deterioro externo significativo

puede ser causada por las condiciones del suelo y corrosivos

la inspección puede verse obstaculizado por la falta de acceso a las zonas

afectadas de la tubería. Importante, no obligatorio

referencias para la inspección de tuberías subterráneas son API 574 y los

siguientes documentos: NACE RP0169, RP0274,

y RP 0275; y API 651.

9.2 Tipos y métodos de inspección

9.2.1 Por encima de grado Vigilancia Visual

Indicaciones de fugas en tuberías enterradas pueden incluir un cambio en el

contorno de la superficie de la tierra, la decoloración de la

suelo, reblandecimiento del asfalto pavimentación, la formación de la piscina,

los charcos de agua burbujeante, u olor perceptible. Topografía de la ruta de

tuberías enterradas es un método para identificar las áreas problemáticas.

9.2.2 Encuesta Potencial Primer intervalo

La encuesta potencial primer intervalo se realiza a nivel del suelo sobre la

tubería enterrada se puede utilizar para localizar activos

puntos de corrosión en la superficie de la tubería.

Células de corrosión pueden formar tanto en la tubería desnuda y recubierta

donde los contactos de acero desnudo el suelo. Dado que el potencial en

el área de la corrosión será sensiblemente diferente de un área adyacente en la

tubería, la ubicación de la corrosión

actividad puede determinarse por esta técnica de encuesta.

9.2.3 Tubería de revestimiento Encuesta de vacaciones

La encuesta vacaciones revestimiento de la tubería se puede utilizar para

localizar defectos de recubrimiento en los tubos recubiertos enterrados, y se

puede utilizar en

de nueva construcción, sistemas de tuberías para asegurar que el revestimiento

está intacto y-vacaciones gratis. Más a menudo se utiliza para evaluar

de servicio de revestimiento para tuberías enterradas que ha estado en servicio

durante un período prolongado de tiempo.






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58

API 570

A partir de datos de la encuesta, la efectividad de recubrimiento y la velocidad

de deterioro de recubrimiento se puede determinar. Esta información es

utilizado tanto para la predicción de la actividad de la corrosión en un área

específica y para la sustitución de la previsión del recubrimiento para

control de la corrosión.

Resistividad del Suelo 9.2.4

La corrosión de las tuberías al descubierto o mal revestido es a menudo

causada por una mezcla de diferentes suelos en contacto con el tubo

superficie. La corrosividad de los suelos puede ser determinado por una

medición de la resistividad del suelo. Los niveles más bajos de

resistividad son relativamente más corrosivo que los niveles más altos,

especialmente en áreas donde la tubería está expuesta a importantes

cambios en la resistividad del terreno.

Las mediciones de resistividad del terreno deben realizarse utilizando el

método Wenner de cuatro pines de acuerdo con ASTM

G57. En los casos de tubos paralelos o en las zonas de intersección de

tuberías, puede ser necesario utilizar el Single-Pin Método

para medir con precisión la resistividad del suelo. Para medir la resistividad de

las muestras de suelo de los agujeros de barrena o excavaciones, un

caja de suelo sirve como un medio conveniente para la obtención de

resultados precisos.

La profundidad de la tubería deberá ser considerado en la selección del

método a utilizar y la ubicación de las muestras. los

prueba y evaluación de los resultados deben ser realizados por personal

capacitado y con experiencia en las pruebas de resistencia del suelo.

Monitoreo 9.2.5 Protección catódica

Catódicamente tuberías enterradas protegida debe controlarse regularmente

para asegurar niveles adecuados de protección.

El monitoreo debe incluir la medición periódica y análisis de potenciales tubo-

suelo por personal capacitado y

experimentado en el funcionamiento del sistema de protección catódica. Un

control más frecuente de la protección catódica crítica

componentes, tales como rectificadores de corriente impresa, es necesario

para garantizar el funcionamiento del sistema fiable.

Consulte NACE RP0169 y la Sección 11 del API 651 para la orientación

aplicable a la inspección y el mantenimiento catódica

los sistemas de protección de tuberías enterradas.

9.2.6 Métodos de inspección

Un número de técnicas de examen directos métodos disponibles que puede

aplicarse a las tuberías y una más enterrados

extensa guía para éstos se pueden encontrar en la API de 574. Algunos

métodos pueden indicar la condición externa o pared de la

tuberías, mientras que otros métodos sólo indican la condición

interna. Ejemplos son los siguientes.

a) Dentro de la línea de inspección (ILI) herramientas comúnmente referidos

como "inteligente" o "pigging inteligente". Este método implica la

inserción y desplazamiento de un dispositivo (pig) a través de la tubería ya sea

mientras está en servicio o después de que se ha eliminado

del servicio. Una amplia gama de dispositivos están disponibles empleando

diferentes métodos de inspección utilizando magnética

pérdida de flujo (MFL, UT, óptica, láser y técnicas electromagnéticas). La

cola para ser evaluado debe ser libre

de las restricciones que sería hacer que el dispositivo se pega dentro de la

línea. El grado y el número de curvas en una línea

pueden restringir la aplicación de algunas tecnologías. La línea debe también

tienen instalaciones para el lanzamiento y la recuperación

los cerdos o tienen un acceso que permite la adición de lanzamiento temporal /

recepción de capacidades.

b) cámaras de vídeo cámaras-Televisión están disponibles que se pueden

insertar en la tubería. Estas cámaras pueden

proporcionar información inspección visual de la condición interna de la línea.

c) Excavación-En muchos casos, el único método de inspección disponibles

que se pueden realizar está desenterrando la tubería

con el fin de inspeccionar visualmente la condición externa de la tubería y

para evaluar su espesor y condición interna

usando los métodos descritos en 5.5.5. Se debe tener cuidado en la

eliminación de la suciedad de encima y alrededor de la

tuberías para evitar dañar la capa de línea o línea. Los últimos milímetros

(pulgadas) del suelo deben ser retirados

manualmente para evitar esta posibilidad. Si la excavación es lo

suficientemente profunda, los lados de la zanja deben ser adecuadamente

apuntalado para evitar su colapso, de acuerdo con las regulaciones de OSHA,

en su caso. Si el recubrimiento o

envoltura se deteriora o daña, debe ser eliminado en esa zona para

inspeccionar el estado del subyacente

metal.






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d) aplicar externamente técnicas de cribado.

Una serie de tecnologías ya están disponibles que se pueden aplicar

externamente a la tubería en un lugar y la pantalla seleccione

zonas de esa posición. Estas técnicas pueden requerir alguna excavación

considerable pero menos de un acceso completo

descrito anteriormente. Típico de estas técnicas se LR UT refiere a menudo

como onda guiada UT. Estas tecnologías permiten

15 pies o distancias más largas para ser examinados desde una instalación para

proporcionar una evaluación de selección de la tubería.

La distancia recorrida y el grado de detección / precisión es una función de la

tecnología aplicada y las condiciones de tuberías

incluyendo grado de corrosiones, revestimientos externos e internos y las

condiciones del suelo.

Otras tecnologías que emplean ultrasonidos se pueden usar para cribar varios

pies de un lugar y son útiles para

evaluación de los daños en lugares como suelo para interfaces aéreas.

9.3 Frecuencia y Amplitud de Inspección

9.3.1 Por encima de grado Vigilancia Visual

El propietario / usuario debe, a intervalos de aproximadamente seis meses

inspeccionar las condiciones de la superficie de y adyacente a cada

ruta tubería (ver 9.2.1).

9.3.2-Pipe-al suelo Encuesta Potencial

Una encuesta potencial de cerca de intervalo en una línea de protección

catódica se puede usar para verificar que la tubería enterrada tiene una

potencial de protección en toda su longitud. Para tuberías mal revestidos

donde los potenciales de protección catódica son

inconsistente, la encuesta puede realizarse a intervalos de cinco años para la

verificación de control de la corrosión continua.

Para tuberías sin protección catódica o en zonas donde se han producido fugas

debido a la corrosión externa, un suelo tubería-to-

encuesta potencial puede llevar a cabo a lo largo de la ruta de la tubería. La

tubería se debe excavar en los sitios donde activas

células de corrosión han sido localizados para determinar la extensión del

daño a la corrosión. Un perfil de potencial continua o una

reconocimiento minucioso intervalo puede ser necesaria para localizar las

células de corrosión activos.

9.3.3 Tubería de revestimiento Encuesta de vacaciones

La frecuencia de las encuestas de vacaciones de revestimiento de tubería

generalmente se basa en indicios de que otras formas de control de la

corrosión son

ineficaz. Por ejemplo, en un tubo revestido donde hay pérdida gradual de los

potenciales de protección catódica o una externa

fuga de la corrosión se produce en un defecto de revestimiento, una encuesta

vacaciones revestimiento de la tubería puede ser utilizado para evaluar el

revestimiento.

Corrosividad 9.3.4 Suelo

Para tuberías enterradas en longitudes superiores a 100 pies (30 m) y no

catódicamente protegidas, las evaluaciones de la corrosividad del suelo

debe realizarse en intervalos de cinco años. Mediciones de resistividad del

suelo se pueden usar para la clasificación relativa de la

corrosividad del suelo (véase 9.1.4). Otros factores que pueden justificar la

consideración son los cambios en la química del suelo y

los análisis de la resistencia a la polarización de la interfaz del suelo y la

tubería.

9.3.5 Protección catódica

Si la tubería está protegido catódicamente, el sistema debe ser monitoreado a

intervalos de conformidad con la Sección 10 del

NACE RP0169 o API 651.

9.3.6 Intervalos externos e Inspección Interna

Si se espera que la corrosión interna de la tubería enterrada, como resultado de

la inspección en la parte de grado por encima de la línea,

intervalos y métodos para la parte enterrada de inspección se deben ajustar en

consecuencia. El inspector debe ser

conocer y estudiar la posibilidad de acelerar la corrosión interna en deadlegs.






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API 570

La condición externa de la tubería enterrada que no está protegido

catódicamente debe determinarse por cualquiera de rascado,

que puede medir el espesor de pared, o mediante la excavación de acuerdo con

la frecuencia dada en la Tabla 5. Significativo externa

la corrosión detectada por rascado o por otros medios puede requerir la

excavación y la evaluación, incluso si la tubería es

protección catódica.

Las tuberías inspeccionadas periódicamente por la excavación deberán ser

inspeccionados en longitudes de 6 pies 8 pies (2,0 ma 2,5 m) en una o más

ubicaciones juzgados ser más susceptibles a la corrosión. Tuberías excavado

debe ser inspeccionado circunferencia completa para el

tipo y extensión de la corrosión (picaduras o general) y la condición del

revestimiento.

Si la inspección revela recubrimiento dañado o tuberías corroídas, tubería

adicional se excavó hasta la extensión de la

condición se identifica. Si el espesor medio de la pared es igual o menor

grosor de la jubilación, el mismo será reparado o reemplazado.

Si la tubería está contenida dentro de una cañería de la cubierta, la condición

de la carcasa debe ser inspeccionado para determinar si el agua

y / o el suelo ha entrado en la carcasa. El inspector debe verificar lo siguiente:

a) ambos extremos de la carcasa se extienden más allá de la línea de tierra,

b) los extremos de la carcasa están selladas si la carcasa no es auto-drenaje, y

c) la tubería de presión-libros es adecuadamente recubierto y envuelto.

9.3.7 Prueba de fugas Intervalos

Una alternativa o complemento a la inspección es la prueba de fugas de

líquido a una presión de al menos 10% mayor que el máximo

presión de funcionamiento a intervalos de un medio de la longitud de los que

se muestran en la Tabla 5 para las tuberías no protegida catódicamente y

en los mismos intervalos, como se muestra en la Tabla 5 para tuberías con

protección catódica. La prueba de fugas se debe mantener durante un

período de 8 horas. Cuatro horas después de la presurización inicial del

sistema de tuberías, la presión debe tenerse en cuenta y, si

necesario, la línea a presurizar a la presión de prueba original y aislado de la

fuente de presión. Si, durante el

resto del período de prueba, la presión disminuye más del 5%, la tubería debe

ser inspeccionado visualmente

externamente y / o inspeccionados internamente para encontrar la fuga y

evaluar el grado de corrosión. Mediciones de Sonic pueden estar

útil en la localización de fugas durante la prueba de fugas.

Tuberías enterradas también puede ser una encuesta para la integridad

utilizando volumétricos o presión métodos de prueba de temperatura

corregida.

Otros métodos de ensayo de fugas alternativa implican examen de emisión

acústica y la adición de un fluido trazador a la

línea de presión (como el helio o hexafloride azufre). Si el trazador se añade al

líquido de servicio, el propietario / usuario deberá

confirmar la idoneidad para el proceso y el producto.

9.4 Las reparaciones de sistemas de tuberías enterradas

9.4.1 Las reparaciones de revestimientos

Cualquier recubrimiento eliminado inspección será renovado e inspeccionado

adecuadamente. Para las reparaciones de revestimiento, el inspector

debe estar seguro de que el recubrimiento cumple con los siguientes criterios:

a) que tiene una adhesión suficiente a la tubería para evitar la migración de la

humedad debajo de la película,

Tabla 5-Frecuencia de la Inspección de tuberías enterradas Sin eficaz

protección catódica

Resistividad del suelo (ohm-cm)

Inspección Intervalo (años)

<2000

de cinco

2.000 a 10.000

10

> 10000

15






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b) es lo suficientemente dúctil para resistir el agrietamiento,

c) que es libre de huecos y vacíos en el revestimiento (vacaciones),

d) tiene una resistencia suficiente para resistir el daño debido a la

manipulación y el estrés del suelo,

e) que puede soportar ningún tipo de protección catódica complementaria.

Además, la reparación de revestimiento pueden ser probados utilizando un

detector de vacaciones de alto voltaje. La tensión de detector será

ajustado al valor apropiado para el material de recubrimiento y el

espesor. Cualquier vacaciones encontradas serán reparados y

repetir la prueba.

9.4.2 Reparaciones Clamp

Si las fugas de tuberías se sujetan y enterrados de nuevo, la ubicación de la

pinza se registra en el registro de inspección y mayo

ser la superficie marcada. Tanto el marcador y el registro se tenga en cuenta la

fecha de instalación y la ubicación de la abrazadera. Todas

abrazaderas se consideran temporales. La tubería debe ser reparado de forma

permanente en la primera oportunidad.

9.4.3 Las reparaciones soldadas

Reparaciones soldadas se harán de acuerdo en el punto 8.2.

9.5 Registros

Sistemas de registro para tuberías enterradas deben ser mantenidos de acuerdo

con 7.6. Además, un registro de la ubicación

y se mantendrá la fecha de instalación de abrazaderas temporales.






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Anexo A

(informativo)

Certificación de Inspector

Examen A.1

Un examen escrito para certificar inspectores en el ámbito del API 570 se basa

en la API actual 570

organismo de certificación inspector del conocimiento como una publicación

de la API.

Certificación A.2

Se emitirá una API 570 autorizada tuberías certificación inspector cuando un

solicitante ha superado con éxito la API

570 examen de certificación y satisface los criterios para la experiencia y la

educación. La educación y la experiencia, cuando

combinado, será igual a al menos uno de los siguientes:

a) una licenciatura en ciencias en ingeniería o la tecnología, además de un año

de experiencia en la supervisión de

actividades de inspección o la realización de actividades de inspección como

se describe en API 570;

b) un grado de dos años o certificado en ingeniería o la tecnología, además de

dos años de experiencia en el diseño,

construcción, reparación, inspección, o el funcionamiento de los sistemas de

tuberías, de los cuales un año debe estar en la supervisión de

actividades de inspección o la realización de actividades de inspección como

se describe en API 570;

c) un diploma de escuela secundaria o su equivalente, más tres años de

experiencia en el diseño, construcción, reparación, inspección,

o el funcionamiento de los sistemas de tuberías, de los cuales un año debe

estar en la supervisión de las actividades de inspección o la realización de

actividades de inspección como se describe en API 570;

d) un mínimo de cinco años de experiencia en el diseño, construcción,

reparación, inspección, o el funcionamiento de la tubería

sistemas, de los cuales un año debe estar en la supervisión de las actividades

de inspección o ejecución de las actividades de inspección

como se describe en API 570.

Recertificación A.3

A.3.1 Recertificación se requiere tres años desde la fecha de emisión de la

API 570 autorizada inspector de tuberías

certificado. Recertificación por el examen escrito será requerido para los

inspectores de tuberías autorizadas que no han sido

participando activamente como inspectores de tuberías autorizados en la más

reciente período de certificación de tres años y para

inspectores de tuberías autorizadas que no han aprobado previamente el

examen. Exámenes se hará de acuerdo con todo

disposiciones contenidas en API 570.

A.3.2 "activamente comprometido como inspector tuberías autorizado" se

definirá como un mínimo del 20% del tiempo dedicado

la realización de las actividades de inspección o supervisión de las actividades

de inspección, o soporte de ingeniería de las actividades de inspección,

como se describe en la API 570, durante el más reciente período de

certificación de tres años.

NOTA

Las actividades de inspección comunes a otros documentos de inspección API

(ECM, el mantenimiento de registros, la revisión, de los documentos de

soldadura,

etc.) puede ser considerado aquí.

A.3.3 Una vez cada dos período de recertificación (cada seis años), los

inspectores participan activamente como tuberías autorizado

inspector deberá demostrar conocimiento de las revisiones a API 570 que

fueron instituidos durante los seis años anteriores. Esta

requisito será efectiva seis años desde la fecha de la certificación inicial del

inspector. Los inspectores que no han sido

participando activamente como inspector tuberías autorizado en la más

reciente período de certificación de tres años deberá recertificar

como se requiere en A.3.1.






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Anexo B

(informativo)

Las solicitudes de Interpretaciones

B.1 Introducción

API considerará las solicitudes por escrito para la interpretación de la API de

570. El personal de la API harán que tales interpretaciones por escrito después

consulta, si es necesario, con los oficiales de los comités apropiados y los

miembros del comité. El API

comité responsable de mantener API 570 se reúne regularmente para

considerar solicitudes escritas de interpretaciones y

revisiones, y desarrollar nuevos criterios según lo dictado por el desarrollo

tecnológico. Las actividades del comité en este

respecto son estrictamente limitados a las interpretaciones de la última edición

de API 570 o para el examen de las revisiones de la API

570 en base a los nuevos datos o tecnología.

Como cuestión de política, la API no aprueba, certifica, tasa, ni aprueba

cualquier artículo, la construcción, el dispositivo de propiedad, o

la actividad; y, en consecuencia, se devolverán las consultas que requieren tal

consideración. Por otra parte, API no actúa como una

consultor en problemas de ingeniería específicos o en la comprensión o la

aplicación de las normas generales. Si, sobre la base de

la información de investigación presentado, es la opinión del comité que el

investigador debe buscar la ingeniería o

la asistencia técnica, la investigación será devuelto con la recomendación de

que puede obtener este tipo de asistencia.

Se devolverán todas las investigaciones que no proporcionan la información

necesaria para la comprensión completa.

Formato mensaje B.2

Las preguntas se limitarán estrictamente a las solicitudes de interpretación de

la última edición de API 570 o para el examen de

revisiones a API 570 sobre la base de nuevos datos o de la tecnología. Las

preguntas se presentarán en el siguiente formato:

a) Alcance-La investigación deberá incluir un solo tema o temas

estrechamente relacionados. Una carta de investigación sobre

serán devueltos temas no relacionados.

b) de fondo La carta consulta deberá indicar el propósito de la investigación,

que será o bien para obtener una

interpretación del API 570 o proponer la consideración de una revisión de API

570. La carta deberá proporcionar de forma concisa el

la información necesaria para la completa comprensión de la investigación

(con bocetos, según sea necesario) e incluyen

referencias a los aplicables edición, revisión, párrafos, figuras y tablas.

c) Solicitud-La solicitud se hará constar en un formato de preguntas

condensado y preciso, omitiendo fondo superfluos

información y, en su caso, compuesto de tal manera que "sí" o "no" (tal vez

con salvedades) sería una

respuesta adecuada. Esta declaración de investigación debe ser técnica y

editorialmente correcta. El investigador deberá indicar lo que

o ella cree API 570 requiere. Si en opinión del investigador es necesaria una

revisión de API 570, el investigador deberá

proporcionar redacción recomendada.

Presentar la solicitud de interpretación a la solicitud del API para el sitio web

de Interpretación en: http://apiti.api.org.

Solicitud B.3 para Respuestas de interpretación

Las respuestas a la solicitud anterior para la interpretación se pueden

encontrar en el sitio web del CDE en http://mycommittees.api.org/

normas / reqint / default.aspx.






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64

Anexo C

(informativo)

Ejemplos de Reparaciones

Reparaciones C.1

La soldadura manual que utiliza el gas de metal-arco o procesos de metal-arco

protegido puede ser utilizado.

Cuando la temperatura está por debajo de 50 ° F (10 ° C), electrodos de bajo

hidrógeno, AWS E-XX16 o E-XX18, se utilizan cuando

materiales de soldadura que se ajusten a la norma ASTM A-53, los grados A y

B; A-106, los grados A y B; A-333; A-334; API 5L; y

otro material similar. Estos electrodos también se deben utilizar en los grados

más bajos de material cuando la temperatura de la

el material es inferior a 32 ° F (0 ° C). El ingeniero de la tubería debe ser

consultado para casos relacionados con diferentes materiales.

Cuando se utilizan AWS E-XX16 o E-XX18 electrodos de soldadura en los

números 2 y 3 (véase la Figura C.1 a continuación), las perlas deberá

se depositará comenzando en la parte inferior del ensamblaje y soldadura

hacia arriba. El diámetro de estos electrodos deben

no exceda

5

/

32

in. (4,0 mm). Los electrodos más grandes que

5

/

32

in. (4,0 mm) puede ser utilizado en soldadura número 1 (véase la Figura C.1),

pero el diámetro no debe exceder

3

/

16

pulg. (4,8 mm).

Las soldaduras longitudinales (número 1, Figura C.1) en el manguito de

refuerzo estarán provistos de una cinta adecuada o acero dulce

tira de soporte (ver nota) para evitar la fusión de la soldadura a la pared lateral

de la tubería.

NOTA

Si la tubería original junto soldadura número 1 se ha comprobado a fondo por

métodos ultrasónicos y es suficiente

espesor para la soldadura, una tira de soporte no es necesario.

Todos los procedimientos de reparación y soldadura para líneas de corriente

se ajustarán a la API de 2201.

Parches de reparación pequeñas C.2

El diámetro de los electrodos no debe exceder

5

/

32

in. (4,0 mm). Cuando la temperatura del material de base está por debajo de

32 ° F (0 ° C), se utilizará electrodos de bajo hidrógeno. Tejido de cordones de

soldadura depositados con electrodos de bajo hidrógeno

debería ser evitado.

Todos los procedimientos de reparación y soldadura para líneas de corriente

se ajustarán a la API de 2201.

Ejemplos de parches de reparación pequeños se muestran a continuación en la

Figura C.2.






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sesenta y cinco

Manga Reparación Figura C.1-Cerco

Parches de reparación Figura C.2-Small

1 pulg. (25 mm) radio mínimo






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Factura A

(❏ Marque aquí si es la misma "nave")

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publicación, coloque una marca de verificación en la columna de la SO y

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Precios y disponibilidad sujetos a cambio sin previo aviso.

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SO

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❏

API miembro

(Compruebe si Sí)

Embarcar

(UPS no entregará a un apartado de correos)

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Postal / Código Postal:

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Fax:

Email:

Órdenes de correo -

El pago por cheque o giro postal en dólares estadounidenses se requiere a

excepción de las cuentas establecidas. Los impuestos estatales y locales, hay

que añadir cuota de procesamiento de $ 10, y el envío del 5%.

Enviar los pedidos por correo a:

Publicaciones de la API, IHS, 15 Inverness Way Oriente, c / o ventas al por

menor, Englewood, CO 80112 hasta 5776, EE.UU..

Ordenes de compra -

Las órdenes de compra son aceptadas de cuentas establecidas. Factura incluirá

coste real de carga, un cargo de $ 10, más impuestos estatales y locales.

Pedidos telefónicos -

Si lo solicita por teléfono, se añadirán un cargo de $ 10 y los costos de flete

real a la orden.

Impuesto de venta -

Todas las compras de Estados Unidos deben incluir estatal aplicable y el

impuesto de ventas local. Los clientes que reclaman la exención de impuestos

deben proporcionar IHS con una copia de su certificado de exención.

(Órdenes de EE.UU.) Gastos de envío -

Las órdenes enviadas dentro de los EE.UU. se envían vía medios

detectables. La mayoría de las ordenes son enviadas el mismo

día. Actualizaciones de suscripción son enviados por correo de primera clase.

Otras opciones, como el servicio al día siguiente, el servicio de aire, y la

transmisión de fax están disponibles a un costo adicional. Llame 1-800-854-

7179 para más información.

Envío (Pedidos internacionales) -

Envío internacional estándar es por servicio de mensajería

aire. Actualizaciones de suscripción son enviados por World Mail. Expedición

normal es 3-4 días a partir de

fecha de envio.

Fiebre tarifa de envío -

Próximo día las órdenes de entrega de carga es de $ 20, además de los cargos

de transporte. Siguiente órdenes de entrega al día deben ser colocados antes de

las 2:00 pm MST para asegurar entrega al día siguiente.

Devoluciones -

Todas las devoluciones deben ser previamente aprobados llamando al

Departamento de Servicio al Cliente al 1-800-624-3974 IHS para obtener

información y asistencia. Puede haber una tasa de reposición del 15%.

Artículos especiales de orden, documentos electrónicos y materiales obsoletos

de edad no se pueden devolver.

El 1 de enero del 2009.

Miembros API reciben un descuento del 30% en su caso.

El descuento de miembro no se aplica a las compras realizadas con el

propósito de reventa

o para su incorporación en productos comerciales, cursos de formación,

talleres, u otros

empresas comerciales.

Disponible a través de IHS:

Pedidos telefónicos:

1-800-854-7179

(Llamada gratuita en los EE.UU. y Canadá)

303-397-7956

(Local e internacional)

Órdenes Fax:

303-397-2740

Pedidos en Línea:

global.ihs.com

2009

Publicaciones

Formulario de pedido






de IHS

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API 510, Presión Código inspección de navíos: Mantenimiento de Inspección,

Evaluación, reparación y alteración

API 574, Inspección de Prácticas para los componentes del sistema de tuberías

RP 578, Programa de Verificación de materiales nuevos y existentes sistemas

de tuberías de aleación

API 579-1 / ASME FFS-1, Fitness por servicio

Std 598, la válvula y pruebas Inspección

RP 651, Protección catódica de tanques de superficie de almacenamiento

$ 150.00

$ 146.00

$ 132.00

$ 118.00

$ 76.00

$ 102.00

Página 76

API proporciona recursos y programas adicionales para la industria del

petróleo y el gas natural, que son

basado en normas API. Para más información contacte:

MONOGRAMA API

®

LICENCIAS

PROGRAMA

Teléfono: 202-962-4791

Fax:

202-682-8070

Email: [email protected]

REGISTRO DE CALIDAD API

(APIQR

®

)

> ISO Registro 9.001

> ISO / TS 29001 de Registro

> ISO 14001 de Registro

> API Spec Q1

®

Registro

Teléfono: 202-962-4791

Fax:

202-682-8070


DISEÑO PERFORADOR API

PROGRAMA DE INSCRIPCIÓN

Teléfono: 202-682-8490

Fax:

202-682-8070


FORMACIÓN API PROVEEDOR

PROGRAMA DE CERTIFICACIÓN

(TPCP API

TM

)

Teléfono: 202-682-8490

Fax:

202-682-8070


INDIVIDUAL API CERTIFICACIÓN

PROGRAMAS (ICP

®

)

Teléfono: 202-682-8064

Fax:

202-682-8348


MOTOR API LICENCIAS DE PETRÓLEO Y

SISTEMA DE CERTIFICACIÓN (EOLCS)

Teléfono: 202-682-8516

Fax:

202-962-4739


API PETROTEAM (FORMACIÓN,

EDUCACIÓN Y REUNIONES)

Teléfono: 202-682-8195

Fax:

202-682-8222


API UNIVERSIDAD

TM

Teléfono: 202-682-8195

Fax:

202-682-8222


Echa un vistazo a las Publicaciones de la API, los programas,

y servicios de catálogo en línea en www.api.org.

Copyright 2008 - API, todos los derechos reservados. API, monograma API,

APIQR, API Spec Q1,

TPCP API, ICP, Universidad API y el logotipo de API son marcas

comerciales o registradas

marcas comerciales de API en los Estados Unidos y / o otros países.

HAY MÁS

De dónde salió.






de IHS

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de IHS

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Copias adicionales están disponibles a través de IHS

Pedidos telefónicos: 1-800-854-7179 (Llamada gratuita en los EE.UU. y

Canadá)

303-397-7956 (local e internacional)

Órdenes Fax:

303-397-2740

Pedidos en Línea: global.ihs.com

Información sobre la API de Publicaciones, Programas y Servicios

está disponible en la web en www.api.org

1220 L Street, NW

Washington, DC 20005-4070

EE.UU

202.682.8000

Artículo número C57003






de IHS

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API 570 2009 Español

Documents

Transcript of API 570 2009 Español