API 570-Código de Inspección de Tubería-agosto 2003-OK-pdf

API 570 Código para Inspección de Cañerías

Código de Inspección para Cañerías

Inspección, Reparación, Alteración y Reclasificación de Sistemas de

Cañerías en Servicio.

API 570

SEGUNDA EDICION, OCTUBRE DE 1998 AGREGADO 1, FEBRERO DEL 2000

AGREGADO 2, DICIEMBRE DEL 2001 AGREGADO 3, AGOSTO DEL 2003

Material de Apoyo para Adiestramiento y Capacitación JAM-Febrero 2006

Ing. Juan Aguilar Mendoza- Febrero 2006 1


SECCION 1 - ALCANCE

1. ALCANCE 1.1 APLICACIÓN GENERAL 1.1.1 Cobertura El API 570 cubre los procedimientos de inspección, reparación, alteración, y reclasificación para sistemas de cañería metálica que esta en servicio. 1.1.2 Propósito 1.1.3 El API 570 fue intentada para ser usada en las refinerías de petróleo y las industrias de procesos químicos como práctica en algún sistema de cañería. Se pretende que sea usada por alguna organización que mantenga o tenga acceso a un organismo de inspección o de reparación autorizada, técnicamente calificada con ingenieros, inspectores, examinadores, todo como esta descrito en la Sección 3. 1.1.4 Limitaciones El API 570 no debe ser usado como un sustituto que gobierna la construcción original del sistema de cañería después que este ya entró en servicio; tampoco deberá ser usada si produce conflicto con algún requerimiento regulatorio que prevalezca sobre ella. 1.2 APLICACIONES ESPECÍFICAS 1.2.1 Servicio de Fluidos Incluidos A excepción de los indicados en el punto 1.2.2, el API 570 se aplica a sistemas de cañerías para hidrocarburos y fluidos inflamables o tóxicos tales como: a. Productos de Petróleo, sin elaborar, intermedio y tratado. b. Productos Químicos, sin elaborar, intermedio y tratado. c. Líneas Catalíticas. d. Sistemas de Hidrógeno, gas Natural, gasolina, diesel, gas fuel. e. Vapor de agua y aguas peligrosas dentro de los límites regulados por el estado. f. Químicos peligrosos dentro de los límites regulados por el estado.

1.2.2 Sistemas de Cañerías Excluidas u Opcionales El fluido en servicio y clases de sistema de cañerías listadas abajo están excluidos por la API 570 pero pueden ser incluidas por el dueño o el usuario como opción.

1. Servicio de Fluidos Peligrosos dentro de los límites definidos por regulaciones locales. 2. Agua (incluido los sistemas de protección contra incendio), vapor, vapor condensado, calderas de agua, y el servicio de fluido de Categoría D definido en la ASME B31.3. b. Sistemas de cañerías que están excluidas o son opcionales:

1 Sistemas de cañerías de estructuras móviles.

2 Sistemas de cañerías que son parte integral de componentes rotativos o recíprocos.

3 Cañería y cañería interna de calderas, incluyendo cañerías y manifold.

4 Recipientes a Presión, calentadores, intercambiadores de calor incluido toda la cañería interna y externa más las conexiones.

5 Servicio sanitario, procesos de agua 6 Cañería y cañerías con un diámetro

exterior que no supere la ½”. 7 Cañería no metálica, PVC o de

vidrio.

1.3 APTITUD PARA SERVICIO Existe el API 579 para hacer evaluaciones del tipo de degradación que hace referencia esta norma como herramienta para una inspección en servicio



SECCION 2 - REFERENCIAS

API API 510 Código de Recipientes a Presión PUB 2201 Procedimiento de soldadura en

caliente en equipos conteniendo inflamables

RP 574 Inspección de Componentes de sistemas de cañerías

RP 578 Programa de verificación de material para sistemas de cañería nuevas y existentes

RP 579 Aptitud para Servicio RP 651 Protección catódica de tk de

almacenamiento de petróleo sobre terreno

RP 750 Manejo de procesos peligrosos STD 598 Inspección y pruebas de válvulas RP 571 Condiciones causantes de falla y

deterioro en plantas y refinerías. API 570 Examen de certificación para

inspectores ASME B16.34 Terminaciones con Válvulas

enflanchadas, roscadas y soldadas

B31.3 Cañería de Procesos B31.G Manual para determinar la

resistencia remanente en cañería corroída

SECCION VIII División 1 y 2 SECCION IX Calificación de Soldadura y

Soldadores ASNT SNT-TC-1C Calificación y Certificación de

Personal para Pruebas No Destructivas

CP-189 Estándar para Calificación y Certificación de Personal para Pruebas No Destructivas

ASTM G-57 Método para medición en

terreno de resistividad de suelo usando el método de los cuatro electrodos

NACE RP-0169 Control de corrosión exterior y

bajo tierra en sistemas de cañerías

RP-0170 Protección de aceros inoxidables austeníticos

RP-0274 Inspección de protección eléctrica con alto voltaje en cañerías

RP-0275 Aplicación de protección orgánica para la superficie externa de cañería enterrada.

NFPA 704 Identificación de materiales

peligrosos e inflamables



SECCION 3-DEFINICIONES

Para los propósitos de esta norma se aplican las siguientes definiciones: 3.1 Alteración: Es un cambio físico en cualquier componente que tiene implicaciones en el diseño lo cual afecta la capacidad de aguantar presión o dar flexibilidad a un sistema de cañerías más allá del alcance de este diseño. Las siguientes no están consideradas como alteraciones: reemplazo comparable o duplicado: la adición de cualquiera conexión en derivación reforzada igual a o menor que el tamaño de conexiones derivadas reforzadas existentes; y la adición de conexiones en derivación las cuales no requieren refuerzo. 3.2 Código aplicable. El código, sección del código, u otra práctica o norma generalmente reconocida y aceptada de construcción de acuerdo a lo cual, se construyó el sistema de cañería o la cual, es considerada por el dueño o usuario o por el ingeniero de la entubación como la más apropiada para la situación, incluyendo aunque sin limitarse a la última edición de ASME B31.3. 3.3 ASME B31.3: Es una forma abreviada de ASME B31.3, Cañería de Proceso, publicada por la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos. ASME B31.3 está escrita para el proyecto y construcción de sistemas de cañería. Sin embargo, la mayoría de los requisitos técnicos en diseño, soldadura, examen y materiales también pueden ser aplicados en la inspección, reclasificación, reparación y alteración de sistemas de cañería en servicio. En el caso en que no sea posible seguir la norma ASME B31.3 debido a su nueva cobertura de construcción (tales como revisiones o detalles técnicos de material nuevo, requisitos de inspección, ciertos tratamientos térmicos y pruebas de presión), el ingeniero de entubación o el inspector serán guiados por la API 570 en lugar de complacencia estricta con ASME B31.3. Como un ejemplo de la intención, se ha empleado la frase “principios de ASME B31.3” en la API 570, preferentemente en lugar de “de acuerdo a ASME B31.3”. 3.4 Agencia de inspección autorizada: Está definida como cualquiera de las siguientes:

a. La organización de inspección de la jurisdicción en la cual se utiliza el sistema de cañería.

b. La organización de inspección de una compañía de seguros que está licenciada o registrada para entregar seguros para sistemas de cañería.

c. Un propietario o un usuario de sistemas de cañería quien mantiene una organización de inspección para actividades que se relacionan solamente a su equipamiento y no para sistemas de cañería propuestos para venta o reventa.

d. Una organización de inspección independiente empleada por o bajo contrato con el propietario o el usuario del sistema de cañería que son utilizados solamente por el propietario o por el usuario y no para venta o reventa.

e. Una organización de inspección independiente licenciada o reconocida por la jurisdicción en la cual el sistema de cañería es utilizado y empleado por o bajo contrato con el propietario o el usuario.

3.5 Inspector de cañería autorizado: es un empleado de una agencia de inspección autorizada quien está calificado y certificado para desempeñar las funciones detalladas en la API 570. No se requiere que un examinador no destructivo (NDE) sea un inspector de cañería autorizado. Cada vez que se utilice el término inspector en API 570, se refiere a un inspector de cañería autorizado. 3.6 Cañería de emergencia: Cañería de maquinaria e instrumentación. Característicamente es cañería de proceso secundaria de tamaño pequeño, la cual, puede ser aislada de los sistemas de cañería primarios. Los ejemplos incluyen cañerías de purga, cierre de oleoductos, cañerías de analizadores, cañerías de muestreo, gasoductos intermedios, drenajes y respiraderos. 3.7 Válvulas de retención críticas: Son válvulas que han sido identificadas como vitales para la seguridad del proceso y que deben operar de manera confiable con el fin de evitar el potencial para eventos peligrosos o consecuencias substanciales si ocurriera una fuga.



3.8 CBA: Es Corrosión Bajo el Aislamiento, incluyendo fractura por corrosión con esfuerzo bajo aislación. 3.9 Tramos muertos. Son componentes de un sistema de cañería que normalmente no tienen flujo significativo. Los ejemplos incluyen a los siguientes: derivaciones taponadas, cañerías con válvulas de bloqueo cerradas normalmente, cañerías con un extremo taponado, patas de apoyo falsas presurizadas, cañería de paso de válvula de control estanca, cañería de bomba de repuesto, bridas de nivel, cañería del cabezal de la boca de salida y de la boca de entrada de la válvula de alivio, cañerías de paso de preparación de bomba, respiraderos de punto alto, puntos de muestra, drenajes, purgadores y conexiones de instrumentos. 3.10 Defecto. Se trata de una imperfección de un tipo o magnitud que sobrepasa a los criterios aceptables. 3.11 Temperatura de diseño de un componente de un sistema de cañería: Es la temperatura a la cual, bajo la presión coincidente, se requiere el espesor más grande o la clasificación de componente más alta. Es la misma que la temperatura de proyecto definida en ASME B31.3 y otras secciones del código y está sometida a las mismas reglas que se relacionan con tolerancias para variaciones de presión o temperatura o ambas. Diferentes componentes en el mismo sistema de cañería o circuito pueden tener temperaturas de proyecto diferentes. Al establecer la temperatura de proyecto se considerará las temperaturas de fluido de proceso, las temperaturas del ambiente, temperaturas de medios de enfriamiento y calefacción y el aislamiento. 3.12 Examinador: Es una persona quien asiste al inspector ejecutando examen no destructivo específico (NDE) en componentes de sistemas de cañería pero quien no evalúa los resultados de aquellos exámenes de acuerdo con API 570, a menos que se halle específicamente entrenado y autorizado para hacerlo así por el propietario o por el usuario. El examinador no necesita estar calificado de acuerdo a API 570 ni ser un empleado del propietario o del usuario sin embargo estará entrenado y calificado en los procedimientos aplicables en los que se halla involucrado el

examinador. En ciertos casos es posible exigir al examinador que porte otras certificaciones según sea necesario para satisfacer los requisitos del propietario o del usuario. Ejemplos de otra certificación que puede ser exigida son SNT-TC-1A o CP-189; o certificación del Inspector de Soldadura AWS1. El empleador del examinador mantendrá registros de certificación de los examinadores empleados, incluyendo las fechas y los resultados de calificaciones personales y las pondrá a disposición del inspector. 3.13 Punto de pausa: Es un punto en el proceso de reparación o de alteración más allá del cual la obra no puede proseguir hasta haber ejecutado y documentado la inspección exigida. 3.14 Imperfecciones: Son defectos u otras discontinuidades observadas durante la inspección las cuales pueden ser sometidas a criterios de aceptación durante un análisis de inspección y realización. 3.15 Indicación: Es una respuesta o evidencia producto de la aplicación de una técnica de evaluación no destructiva. 3.16 Punto de inyección: Son las localizaciones en donde se inyecta cantidades relativamente pequeñas de materiales hacia el interior de los caudales de proceso para controlar la química u otras variables de proceso. Los puntos de inyección no incluyen localizaciones donde se unen dos caudales de proceso (tees de mezcla). Los ejemplos de puntos de inyección incluyen cloro en reformadores, inyección de agua en sistemas en altura, inyección de polisulfuros en gas húmedo de craqueo catalítico, inyecciones anti-espuma, inhibidores y neutralizadores. 3.17 En servicio. Se refiere a sistemas de cañería que han sido puestos en operación, siendo otro sistema opuesto al de una construcción nueva previa a su puesta en servicio. 3.18 Inspector. Es un inspector de cañería autorizado.

1 Sociedad de Soldadura Americana, 550 N.W. LeJeune Road, Miami, Florida 33135.



3.19 Jurisdicción. Es una administración de gobierno constituida legalmente la cual puede aceptar reglas que se relacionan con sistemas de cañería. 3.20 Brida de nivel. Es un montaje de cañería de vidrio para indicador de nivel unido a un recipiente. 3.21 Presión de Trabajo Máxima Permitida (MAWP): Es la presión interna máxima permitida en el sistema de cañería para la operación continuada en la condición más severa de temperatura y presión interna o externa coincidente (mínima o máxima) esperada durante el servicio. Es la misma que la presión de proyecto según se define en ASME B31.3 y otras secciones de código y está sujeta a las mismas reglas en relación con tolerancias para variaciones de presión o temperatura o ambos. 3.22 Tee de mezcla: Es un componente de la cañería que combina dos caudales de proceso que difieren en temperatura y/o composición. 3.23 PM: Prueba de partícula magnética. 3.24 END: Examen no destructivo 3.25 NPS: Tamaño de cañería nominal (seguido, en el caso adecuado, por el número de designación de tamaño específico sin un símbolo de pulgada). 3.26 Con fluido: Es cañería que contiene cualquier cantidad de fluido de proceso. 3.27 Propietario / usuario: Es un propietario o un usuario de sistemas de cañería quien ejerce control sobre la operación, realización, inspección, reparación, alteración, prueba y reclasificación de aquellos sistemas de cañería. 3.28. Inspector del propietario o del usuario: Es un inspector autorizado empleado por un propietario o usuario quien ha calificado ya sea por examen escrito bajo los antecedentes de la Sección 4 y el Apéndice A de API 570 o que ha calificado bajo los antecedentes de A.2 y que reúne los requisitos de la jurisdicción. 3.29 TP: Es una prueba de penetrante-líquido

3.30 Cañería: Es un cilindro estanco a la presión usado para transportar un fluido o para transmitir una presión de fluido y comúnmente se le designa como “cañería” en los detalles técnicos del material aplicables. (Los materiales designados como “cañería” o “tubing” en los detalles técnicos son tratados como cañería cuando están propuestos para servicio de presión. 3.31. Circuito de cañerías: Es una sección de cañería la cual tiene todos los puntos expuestos a un ambiente de corrosividad similar y que es de condiciones de diseño y material de construcción similares. Los sistemas de cañería o las unidades de proceso complejas están divididos en circuitos de cañería para manejar la mantención de registro, inspecciones y cálculos necesarios. Al establecer el límite de un circuito de cañería en particular, el inspector también puede dimensionarlo para entregar un paquete práctico para mantención de registro y para realizar inspección en el lugar de los trabajos. 3.32 ingeniero de cañería: Se trata de una o más personas u organizaciones aceptables para el propietario o el usuario quienes tienen reconocimiento y son experimentados en las disciplinas de ingeniería asociadas a la evaluación de las características mecánicas o materiales que afectan a la integridad y confiabilidad de sistemas y de componentes de cañería. El ingeniero de cañería, mediante consulta con especialistas apropiados, debe ser considerado como un componente de todas las entidades necesarias para atender adecuadamente un requisito técnico. 3.33 Sistemas de cañerías: Se trata de un montaje de cañería interconectada que está sometido al mismo conjunto o conjuntos de condiciones de proyecto y que es utilizado para transportar, distribuir, mezclar, separar, descargar, medir, controlar o frenar flujos de fluido. Además el sistema de cañería incluye elementos de soporte de la cañería sin embargo no incluye estructuras de apoyo, como por ejemplo cimientos y armazones estructurales. 3.34 Cañerías de proceso primaria: Es cañería de proceso en servicio activo, normal la cual no puede ser desprovista de válvulas o, si fuese desprovista de válvulas, afectaría de modo significativo a la operabilidad de la



unidad. La cañería de proceso primaria normalmente incluye a toda la cañería de proceso mayor que NPS 2. 3.35 TTPS: Tratamiento Térmico Posterior a la Soldadura. 3.36 Renovación: Actividad que descarta un componente existente y que lo reemplaza con materiales de repuesto nuevos o existentes de las mismas o de mejores calidades que los componentes originales. 3.37 Reparación: Es el trabajo necesario para restaurar un sistema de cañería a una condición conveniente para la operación segura a las condiciones de proyecto. Si cualquiera de los cambios restaurativos producen un cambio de presión o de temperatura de proyecto, además se satisfaceran los requisitos para reclasificación. Cualquiera operación de soldadura, corte o pulido sobre un componente de cañería el cual contiene presión no considerado específicamente como una alteración se considera una reparación. 3.38 Organización de reparación: Cualquiera de los siguientes: a. Un propietario o un usuario de un

sistema de cañería quien repara o altera su propio equipo de acuerdo a API 570.

b. Un contratista cuyas calificaciones son aceptables para el propietario o el usuario de sistemas de cañería y quien hace reparaciones o alteraciones de acuerdo a API 570.

c. Alguien que está autorizado por, es aceptable para, o que, por otro lado, no está prohibido por la jurisdicción y que realiza reparaciones de acuerdo a API 570.

3.39 Reclasificación: Es un cambio en la temperatura de proyecto o la presión de régimen aceptable máxima o ambos de un sistema de cañería. Una reclasificación puede consistir de un aumento, una disminución o una combinación de ambos. La desclasificación por debajo de las condiciones de proyecto originales es un medio para proveer tolerancia a la corrosión aumentada. 3.40. Cañerías de procesos, secundaria: La cañería de proceso de tamaño pequeño

(menor que o igual a NPS 2) corriente abajo de válvulas de bloque normalmente cerradas. 3.41 Cañería de Tamaño Pequeño (CTP): Es cañería la cual es menor que o igual a NPS 2. 3.42 Interfaz suelo/aire (S/A): Es un área en la cual puede ocurrir corrosión externa en cañería parcialmente enterrado. La zona de la corrosión variará dependiendo de los factores tales como humedad, contenido de oxígeno del suelo y temperatura de funcionamiento. La zona que generalmente se considera va desde las 12 pulgadas (305mm) bajando a 6 pulgadas (150 mm) por encima de la superficie del suelo. La cañería que corre paralela a la superficie del suelo que hace contacto con el suelo, está incluida. 3.43 Carrete (Spool): Es una sección de cañería comprendida por flanges u otros accesorios de conexión tales como uniones. 3.44 Fragilización por temple: Es una pérdida de ductilidad y dureza de la muesca en aceros susceptibles de aleación baja, tales como 1 ¼ Cr y 2 ¼ Cr, debido a exposición prolongada de servicio a alta temperatura [700ºF – 1070ºF (370ºC – 575ºC)]. 3.45 Reparaciones temporales: Las reparaciones realizadas a sistemas de cañería con el fin de restaurar integridad suficiente para continuar el funcionamiento seguro hasta que se pueda programar y cumplir con las reparaciones permanentes dentro de un período de tiempo aceptable para el inspector o el ingeniero de cañería. 3.46 Punto de prueba: Es un área definida por un círculo el cual tiene un diámetro no mayor que 2 pulgadas (50 mm) para un diámetro de cañería el cual no excede las 10 pulgadas (250 mm) o no mayor que 3 pulgadas (75 mm) para cañerías más grandes. Las lecturas de espesor pueden ser promediadas dentro de esta área. Un punto de prueba estará dentro de una localización de medición de espesor. 3.47 Medición de Espesor Localizadas (MEL): Son áreas designadas en sistemas de cañería en donde se realizan inspecciones y mediciones de espesor periódicas.



3.48 PMFH: Prueba de partícula magnética fluorescente húmeda. 3.49 Material de aleación: Es cualquier material metálico (incluyendo materiales de aporte con soldadura) que contiene elementos de aleación tales como cromo, níquel o molibdeno, los cuales son agregados intencionalmente para reforzar las propiedades mecánicas o físicas y/o la resistencia a la corrosión. 3.50 Programa de verificación del material: Es un procedimiento documentado de certificación de calidad usado para evaluar los materiales de aleación metálicos (incluyendo soldaduras y aditamentos en el caso en que esté detallado) para verificar complacencia con el material de aleación seleccionado o especificado designado por el propietario o por el usuario. Este programa puede incluir una descripción de métodos para comprobación del material de aleación, marcación de componente físico y mantención de registro de programa. 3.51 Prueba de identificación positiva del material (PIPM): Se trata de cualquiera evaluación o prueba física de un material para confirmar que el material el cual ha sido o será puesto en servicio es consistente con el material de aleación seleccionado o especificado designado por el dueño o el usuario. Estas evaluaciones o pruebas pueden entregar información cualitativa o cuantitativa la cual es suficiente para verificar la composición de aleación nominal. 3.52 Evaluación de aptitud para el servicio: Es una metodología por la cual se evalúan los defectos y condiciones contenidos dentro de una estructura con el fin de determinar la integridad de la estructura para continuar en servicio. 3.53 Examinador de Ultrasonido (UT) calificado por la industria: Es una persona que posee una calificación de onda ultrasónica de API o una calificación equivalente aceptada por el propietario o el usuario. 3.54 Cañerías fuera de zona: Son sistemas de cañería que no están incluidos dentro de los límites del plano o terreno (batería) de una unidad de proceso, tal como, un hidro-fraccionador, un fraccionador de etileno o una

unidad de crudo. Ejemplos de cañería lejos del sitio incluyen cañería de patio de tanques y otra cañería de consecuencia inferior fuera de los límites de la unidad de proceso. 3.55 Cañerías en el sitio: Son sistemas de cañería incluidos dentro de los límites del plano o terreno de las unidades de proceso, tales como, un hidro-fraccionador, un fraccionador de etileno o una unidad de crudo.



SECCION 4 – ORGANIZACIÓN DE LA INSPECCION DEL USUARIO O DEL PROPIETARIO.

4.1 GENERAL Un dueño o un usuario de sistemas de cañería ejercerán control del programa de inspección del sistema de cañería, frecuencias de inspección y mantenimiento y es responsable por la función de una agencia de inspección autorizada de acuerdo a los antecedentes de API 570. La organización de inspección del dueño o del usuario además controlará las actividades que se relacionan con la reclasificación, reparación y alteración de sus sistemas de cañería. 4.2 CERTIFICACION Y CALIFICACION DEL INSPECTOR DE TUBERIA AUTORIZADO DE API. Los inspectores de cañería autorizados tendrán educación y experiencia en conformidad con el apéndice A de este código de inspección. Los inspectores de cañería autorizados serán certificados por el Instituto Americano del Petróleo de acuerdo a los antecedentes del Apéndice A. Toda vez que se use el término inspector en este documento, se refiere a un inspector de cañería autorizado. 4.3 RESPONSABILIDADES 4.3.1 Propietario / Usuario Una organización de dueño o de usuario es responsable del desarrollo, documentación, puesta en práctica, ejecución y evaluación de sistemas de inspección de cañería y procedimientos de inspección los cuales cumplirán los requisitos de este código de inspección. Estos sistemas y procedimientos estarán contenidos en un manual de inspección de certificación de calidad o procedimientos escritos e incluirán: a. Estructura de organización e informe

para el personal de inspección. b. Mantención y documentación de los

procedimientos de inspección y de certificación de calidad.

c. Documentación e informe de inspección y resultados de prueba.

d. Acción correctiva para resultados de prueba e inspección.

e. Auditoria interna para complacencia con el manual de inspección de certificación de calidad.

f. Examen y aceptación de dibujos, cálculos de diseño y detalles técnicos para reparaciones, alteraciones y reclasificaciones.

g. Garantizar que se cumplan continuamente todos los requisitos jurisdiccionales para inspección de cañería, reparaciones, alteraciones y reclasificación.

h. Informe al inspector de cañería autorizado acerca de cualquier cambio de proceso que pudieran afectar a la integridad de la cañería.

i. Requisitos de entrenamiento para personal de inspección con respecto a herramientas de inspección, técnicas y base de conocimiento técnico.

j. Controles necesarios de tal manera que solamente se use procedimientos y soldadores calificados para todas las reparaciones y alteraciones.

k. Controles necesarios de tal manera que solamente se utilice procedimientos y personal de examen no destructivos calificados (NDE).

l. Controles necesarios de tal manera que solamente se utilice materiales que complacen a la sección aplicable del Código ASME para reparaciones y alteraciones.

m. Controles necesarios de tal manera que todo el equipo de prueba y medición de inspección sea mantenido y calibrado adecuadamente.

n. Controles necesarios de tal manera que el trabajo de inspección de contrato u organizaciones de reparación cumplan los mismos requisitos de inspección que la organización del dueño/usuario.

o. Requisitos de auditoria interna para el sistema de control de calidad para dispositivos de alivio de presión.

4.3.2 Ingeniero de Cañerías



El ingeniero de cañerías es responsable respecto al dueño o usuario por las actividades que involucran diseño, análisis de realización, análisis o evaluación de sistemas de cañería cubiertos por API 570. 4.3.3 Organización de Reparación. La organización de reparación será responsable respecto al dueño o usuario y proveerá los materiales, equipo, control de calidad y mano de obra necesaria para mantener y reparar los sistemas de cañerías de acuerdo a los requisitos de API 570. 4.3.4 Inspector de Cañerías Autorizado Cuando se está dirigiendo las inspecciones, reparaciones o alteraciones en sistemas de cañería, un inspector de cañería autorizado de API será responsable con respecto al dueño o el usuario para determinar que se cumplen los requisitos de API 570 sobre inspección, examen y comprobación y estará directamente involucrado en las actividades de inspección. El inspector de cañerías autorizado de API puede ser asistido al desempeñar inspecciones visuales por otros individuos adecuadamente entrenados y cualificados los cuales pueden o no pueden ser inspectores de cañería certificados. El personal que desempeña exámenes no destructivos cumplirá las calificaciones identificadas en el punto 3.12 pero no necesitan ser inspectores de cañería autorizados de API. Sin embargo, todos los resultados de examen deben ser evaluados y aceptados por el inspector de cañería autorizado de API. 4.3.5 Otro Personal El personal de operación, mantenimiento u otro personal quienes tengan conocimiento o experiencia especial en relación con sistemas de cañería particulares serán responsables de poner en conocimiento prontamente al inspector o al ingeniero de cañería acerca de cualquiera condiciones raras que puedan desarrollarse y de proveer otra asistencia, en el caso en que sea adecuado.



SECCION 5- PRÁCTICAS DE PRUEBA E INSPECCION

5.1 INSPECCION BASADA EN EL

RIESGO La identificación y evaluación de mecanismos de degradación potenciales son pasos importantes en una estimación de la probabilidad de la falla de una cañería. Sin embargo, también se debe considerar ajustes a tácticas y estrategias de inspección para dar cuenta de consecuencias de una falla. La combinación de la estimación de probabilidad de falla y las consecuencias de falla son elementos esenciales de la inspección basada en riesgo (RBI). Cuando el propietario o el usuario escoge dirigir una estimación RBI debe incluir una evaluación sistemática de la probabilidad de falla y de la consecuencia asociada de la falla, de acuerdo a API RP 580. La evaluación de probabilidad debe basarse sobre todas las formas de degradaciones que pudieran esperarse razonablemente que afecten a los circuitos de cañería en cualquier servicio en particular. Los ejemplos de aquellos mecanismos de degradación incluyen: pérdida de metal externa o interna desde una forma identificada de corrosión (localizada o general), todas las formas de agrietamiento, incluyendo agrietamiento por corrosión con esfuerzo y asistida con hidrógeno (desde las superficies interiores o exteriores de la cañería), y cualquiera otras formas de degradación metalúrgica, corrosión o degradación mecánica, tal como fatiga, Fragilización, termo fluencia, etc. Adicionalmente, se debe evaluar la eficacia de las prácticas de inspección, instrumentos y técnicas utilizadas para hallar los mecanismos de degradación potenciales y esperados. Esta probabilidad de estimación de falla debe ser repetida cada vez que se realizan cambios de proceso o de equipo que pudieran afectar significativamente a las velocidades de degradación o provocar falla prematura de la cañería. Otros factores que deben ser tenidos en cuenta en una evaluación RBI dirigida en conformidad con API RP 580 incluye: que los materiales de construcción sean los adecuados; condiciones de proyecto del circuito de cañería, relativas a las condiciones de funcionamiento; conveniencia de los

códigos y de las normas de diseño utilizados; eficacia de los programas de supervisión de la corrosión; y la calidad de los programas de mantenimiento e inspección de Certificación de Calidad/Control de Calidad. Los datos de falla del equipo y la información además serán información importante para esta evaluación. La estimación de consecuencia debe tener en cuenta los incidentes potenciales que pueden ocurrir como producto de liberación de fluido, incluyendo explosión, fuego, exposición a tóxico e impacto ambiental y otros efectos de la salud asociados con una falla de cañería. Es esencial que todas las estimaciones de RBI sean documentadas completamente en conformidad con API RP 580, definiendo claramente todos los factores que contribuyen a la probabilidad y consecuencia de una falla de cañería. 5.2 PREPARACION Debido a los productos transportados en sistemas de cañería, las precauciones de seguridad son importantes cuando el sistema es inspeccionado, particularmente si es abierto para examinar superficies internas. Los procedimientos para segregar sistemas de cañería, instalar tapones (obturadores), y probar hermeticidad deben ser una pieza integral de las prácticas de seguridad. Se tomarán precauciones de seguridad adecuadas antes de abrir cualquier sistema de cañería y antes de que se ejecuten algunos tipos de inspección externa. En general, la sección de cañería que será abierta debe ser aislada de todas las fuentes de líquidos dañinos, gases o vapores dañinos y deben ser purgados para eliminar todos los vapores y gases combustibles o tóxicos y aceite. Antes de iniciar la inspección el personal de inspección debe obtener permiso para trabajar en la vecindad de personal de operación responsable por el sistema de cañería. Se usará el equipo protector cuando lo exijan los reglamentos o este será usado por el propietario o usuario. El equipo de prueba no destructivo utilizado para inspección está sujeto a los requisitos de seguridad de la instalación en operación para equipo eléctrico.



En general los inspectores deben familiarizarse con reparaciones y resultados de inspección anteriores en los sistemas de cañería por los cuales ellos son responsables. En particular, ellos deben repasar brevemente la historia de sistemas de cañería individuales antes de realizar cualquiera de las inspecciones requeridas por API 570. (Vea la Sección 8 de API RP 574 para prácticas recomendadas suplementarias). En API RP 579, Apéndice G, se entrega una visión generalizada de los tipos de deterioro y modos de falla experimentados por equipo contenedor de presión. 5.3 INSPECCION PARA TIPOS

ESPECIFICOS DE CORROSION Y AGRIETAMIENTO.

Nota: Para información más completa y acabada, vea API IRE Capítulo II. Cada propietario o usuario debe dar atención específica a la necesidad de inspección de sistemas de cañería que son susceptibles a los siguientes tipos específicos y áreas de deterioro: a. Puntos de inyección

b. Tramos muertos c. Corrosión bajo aislación (CBA). d. Interfaces suelo aire (S/A). e. Corrosión localizada y específica del

servicio. f. Erosión y corrosión/erosión. g. Agrietamiento ambiental h. Corrosión debajo de los aislamientos

interiores y depósitos. i. Agrietamiento por fatiga. j. Agrietamiento por termo fluencia k. Fractura quebradiza. l. Daño por congelamiento. Otras áreas de interés son observadas en el Capítulo II de IRE y la Sección 6 de API RP 574. 5.3.1 Puntos de Inyección. A veces los puntos de inyección están sujetos a corrosión acelerada o localizada desde condiciones de operación normal o anormal. Aquellos que lo están, pueden ser tratados como circuitos de inspección separados y estas áreas necesitan ser inspeccionadas de manera completa sobre la base de un programa regular.

Nota de Juan Aguilar M (revisión 2006), para el lector: API-IRE-Capitulo II, es un documento API del año 1973 discontinuado y que no formaba parte del archivo actual de normas API. Se mantenía como propósito histórico y las entidades que lo necesitaban debían pedirlo directamente a Instituto del Petróleo Americano. (Confiabilidad de Instalaciones ENAP Magallanes lo tiene). IRE - CAPITULO II = INSPECTION OF REFINERY EQUIPMENT, CHARPER II- CONDITIONS CAUSING DETERIORATION OR FAILURES.-SECOND EDITION 1973 Este documento en su momento formo parte de 20 Capítulos denominados GUIDE FOR INSPECTION OF REFINERY EQUIPMENT. Actualmente existe una actualización API edición 2003 asignada como API 571 con actualización de datos y fotos de fallas bastantes buenas.



Punto de Inyección

Columna de Destilación

* Tipicas mediciones de espesor localizadas (MELs) junto a los puntos de inyección del circuito

Figura 5-1 – Circuito Característico de Cañerías con Puntos de Inyección.



Al designar un circuito de punto de inyección para los propósitos de la inspección, el límite corriente arriba recomendado del circuito de punto de inyección es un mínimo de 12 pulgadas (300 mm) o tres diámetros de cañería corriente arriba del punto de inyección, cualquiera que sea más grande. El límite corriente abajo recomendado del circuito del punto de inyección es el segundo cambio en la dirección del flujo más allá del punto de inyección o 25 pies (7.6 m) más allá del primer cambio en la dirección del flujo, cualquiera que sea menor. En algunos casos, puede resultar más adecuado extender este circuito a la siguiente pieza de equipo de presión de la manera indicada en la Figura 5-1. La selección de medición de espesores localizados (MEL) dentro de los circuitos de puntos de inyección sometidos a corrosión localizada debe estar de acuerdo con las siguientes pautas: a. Establecer MEL sobre accesorios

adecuados dentro del circuito del punto de inyección.

b. Establecer MEL sobre la pared de la cañería en los lugares esperados de impacto del fluido inyectado contra la pared de la cañería.

c. Es posible que se exija MEL en localizaciones intermedias a lo largo de la cañería recta más larga dentro del circuito del punto de inyección.

d. Establecer MEL en los límites corriente arriba y corriente abajo del circuito del punto de inyección.

Los métodos preferidos para inspeccionar puntos de inyección son radiografía y/o ultrasonido, según lo que resulte más adecuado, para establecer el espesor mínimo en cada MEL. Se puede utilizar exploración o mediciones ultrasónicas de parrilla cercana mientras las temperaturas sean adecuadas. Para algunas aplicaciones, es beneficioso retirar los carretes de cañería para facilitar una inspección visual de la superficie interior. Sin embargo, las mediciones de espesor aún serán exigidas para determinar el espesor restante. Durante inspecciones programadas periódicas se debe aplicar inspección más extensiva a un área que comienza 12 pulgadas (300 mm) corriente arriba de la boquilla de inyección y que continúa por a lo menos diez diámetros de cañería corriente abajo del punto de

inyección. Adicionalmente, mida y registre el espesor en todos los MEL dentro del circuito del punto de inyección. 5.3.2 Tramos muertos La velocidad de corrosión en tramos muertos puede variar significativamente de la cañería activa adyacente. El inspector debe supervisar el espesor de pared en los tramos muertos seleccionados, incluyendo el extremo estancado y en la conexión a una línea activa. En sistemas de cañería con temperatura las áreas de punto calientes alto pueden corroerse debido a corrientes convectivas establecidas en el tramo muerto. Se debe tener en cuenta el retiro de tramos muertos que no sirven para nuevos propósitos de proceso. 5.3.3 Corrosión Bajo Aislamiento (CBA) La inspección externa de sistemas de cañería aislados debe incluir un repaso de la integridad del sistema de aislación para condiciones que pudieran llevar a corrosión bajo aislación (CBA) y para señales de CBA en avance. Las fuentes de humedad pueden incluir lluvia, fugas de agua, condensación y sistemas de inundación. Las formas más comunes de CBA son corrosión localizada de agrietamiento por corrosión debido a esfuerzo de cloruros y en mezclas de acero al carbono con aceros inoxidables austeniticos. Esta sección entrega pautas para identificar áreas de CBA potenciales para inspección. La extensión de un programa de inspección CBA puede variar dependiendo del clima local; las localizaciones marinas más templadas pueden requerir un programa muy activo; mientras que localizaciones medio-continentales más secas y más frías pueden no necesitar un programa tan extenso. (Ejemplo: Pta. Arenas) 5.3.3.1 Sistemas de Cañería Aislados Susceptibles de CBA Ciertas áreas y tipos de sistemas de cañería son potencialmente más susceptibles a CBA, incluyendo lo siguiente: a. Áreas expuestas a niebla rociada encima

desde torres de agua de refrigeración. b. Áreas expuestas a respiraderos de vapor. c. Áreas expuestas a sistemas de

inundación. d. Áreas sometidas a derrames de proceso,

ingreso de humedad o vapores ácidos. e. Sistemas de cañería de acero al carbono

incluyendo a aquellos aislados para



protección del personal que opera entre 25ºF y 250ºF (-4ºC y 120ºC). La CBA es particularmente agresiva en el caso donde las temperaturas de operación provocan condensación y re-evaporación frecuente o continuada de la humedad atmosférica.

f. Los sistemas de cañerías de acero al carbono que normalmente operan en servicio por sobre los 250°F (120°C) pero están en servicio intermitente.

g. Tramos muertos y aditamentos que sobresalen de la cañería aislada y que operan a una temperatura diferente que la temperatura de operación de la línea activa.

h. Sistemas de cañería de acero inoxidable austenítico que operan entre 150°F y 400°F (65°C y 204°C). (Estos sistemas son susceptibles a agrietamiento por corrosión por esfuerzo de cloruros.)

i. Sistemas de cañería vibratorios que tienen una tendencia a producir daño al encamisado aislante proveyendo una ruta para el ingreso del agua.

j. Sistemas de cañería de muestreo (purgas) de vapor que pueden experimentar fugas, especialmente en accesorios de tubos por debajo de la aislación.

k. Sistemas de cañería con revestimientos y/o envolturas deteriorados.

5.3.3.2 Localizaciones Comunes en

Sistemas de Cañería Susceptibles a CBA.

Las áreas de sistemas de cañería clasificadas en 5.3.3.1 pueden tener localizaciones específicas dentro de ellas que son más susceptibles a CBA, incluyendo lo siguiente: a. Todas las penetraciones o brechas en los

sistemas con encamisado de aislación tales como:

1. Tramos muertos (respiraderos, drenajes y otros ítems similares).

2. Colgadores de cañería y otros soportes.

3. Válvulas y accesorios (superficies de aislación irregulares)

4. Zapatas de cañería apernadas. 5. Penetraciones de tubos

muestreadores de vapor.

b. Terminaciones de aislamiento en flanges y otros componentes de la cañería.

c. Encamisado aislante con pérdida o dañado.

d. Costuras del encamisado aislante ubicadas en la parte superior de la cañería horizontal o el encamisado aislante sellado o traslapado inadecuadamente.

e. Falta de terminación de la aislación en una cañería vertical.

f. Calafateo que ha endurecido, se ha separado o que se perdió.

g. Pandeos o decoloración del sistema de encamisado o de aislación o bandas perdidas (los pandeos o encorvamientos pueden indicar formación de productos de corrosión.)

h. Puntos bajos en sistemas de cañería que tienen una brecha conocida en el sistema de aislación, incluyendo puntos bajos en tendidos de cañería largos sin apoyo.

i. Flanges de acero de baja aleación o al carbono, apernado y otros componentes bajo aislación en sistemas de cañería de alta aleación.

Las localizaciones donde los tapones de aislación han sido quitados para permitir mediciones de espesor de la cañería en cañería aislada deben recibir particular atención. Estos tapones deben ser reemplazados y sellados prontamente. Se encuentran disponibles comercialmente varios tipos de tapones removibles los cuales permiten la inspección e identificación de puntos de inspección para referencia futura. 5.3.4 Interfaz Suelo – Aire (S/A). Las interfaces suelo aire (S/A) para cañería enterrada sin protección catódica adecuada serán incluidas en las inspecciones de cañería externa programadas. La inspección a nivel debe comprobar daño del revestimiento, cañería desnuda y mediciones de profundidad del foso. Si se observa corrosión significativa, se puede requerir mediciones de espesor y excavación para evaluar si la corrosión está localizada en la interfaz S/A o puede ser más penetrante en el sistema enterrado. Las lecturas de espesor en interfaces S/A pueden exponer el metal y acelerar la corrosión si los revestimientos y envolturas no son restaurados adecuadamente. Si la cañería enterrada tiene protección catódica satisfactoria según lo determinado por la supervisión de acuerdo con la sección 9, se



requiere excavación solamente si existe evidencia de daño del revestimiento o envoltura. Si la cañería enterrada no está revestida a nivel, se debe tener en cuenta la excavación de 6 a 12 pulgadas (150mm a 300mm) de profundidad para evaluar el potencial por daño oculto. En interfaces de concreto aire y asfalto aire de cañerías enterradas sin protección catódica, el inspector debe buscar evidencia de que el calafateo o cierre en la interfaz se ha deteriorado y ha permitido el ingreso de humedad. Si existe dicha condición en sistemas de cañería sobre 10 años de antigüedad puede ser necesario inspeccionar en busca de corrosión por debajo de la superficie antes de volver a cerrar la junta. 5.3.5 Corrosión Localizada y Específica del

Servicio Un programa de inspección eficaz incluye los siguientes tres elementos los cuales ayudan a identificar el potencial para corrosión localizada y específica del servicio y seleccionar la MEL adecuada: a. Un inspector con conocimiento del

servicio y donde exista probabilidad de que ocurra corrosión.

b. Uso extensivo de examen no destructivo (NDE).

c. Comunicación desde personal de operación cuando ocurran trastornos de proceso que puedan afectar a la velocidad de corrosión.

Unos pocos ejemplos de donde se podría esperar que ocurra este tipo de corrosión incluyen los siguientes: a. Aguas abajo de puntos de inyección y

aguas arriba de separadores de producto, tales como en líneas de entrada de reactores de hidroproceso.

b. Corrosión por punto de rocío en caudales que causan condensación tales como fraccionamiento en altura.

c. Arrastre cáustico o ácido no anticipado desde procesos hacia dentro de sistemas de cañería no aleados o arrastre cáustico hacia dentro de sistemas de cañería de acero que no tienen tratamiento térmico posterior a la soldadura.

d. Localizaciones de condensación de sal de amonio en caudales de hidroproceso.

e. Flujo de fase mixta y áreas turbulentas en sistemas ácidos.

f. Calidades mezcladas de cañería de acero al carbono en servicio de aceite corrosivo caliente. 450°F (230°C) o temperaturas más altas y contenidas de sulfuro más alto en el aceite, mayores que 0.5 por ciento en peso]. Observe que la cañería de acero debilitado sin silicio tal como A-53 y API 5L pueden corroerse a velocidades superiores de lo que lo hace la cañería de acero debilitado con silicio, tal como A-106, especialmente en ambientes sulfúricos de alta temperatura.

g. Corrosión bajo depósitos en suspensiones acuosas, soluciones cristalizantes o fluidos productores de coque.

h. Arrastre de cloruro en sistemas de regeneración de reformador catalítico.

i. Corrosión en puntos calientes sobre cañería con rastro de calor externo. En servicios que se vuelven mucho más corrosivos a la cañería con aumento de la temperatura tal como cáusticos en aceros al carbono, puede ocurrir corrosión o agrietamiento por corrosión con esfuerzo (SCC) en puntos calientes que se desarrollan bajo condiciones de bajo flujo.

5.3.6 Erosión y Corrosión/Erosión Puede definirse la erosión como la eliminación de material de superficie mediante la acción de numerosos impactos individuales de partículas líquidas y sólidas. Puede caracterizarse por acanaladuras, orificios redondeados, ondas y valles en un patrón direccional. Normalmente la erosión ocurre en áreas de flujo turbulento tales como cambios de dirección en un sistema de cañería o corriente abajo de las válvulas de control donde puede ocurrir vaporización. Normalmente el daño por erosión aumenta en caudales con grandes cantidades de partículas líquidas o sólidas circulando a altas velocidades. Una combinación de corrosión y erosión (corrosión/erosión) ocasiona una pérdida de metal significativamente más grande de lo que se puede esperar de la corrosión o erosión por sí solas. Este tipo de corrosión ocurre en áreas de alta velocidad y gran turbulencia. Ejemplos de lugares para inspeccionar incluyen los siguientes:



a. Corriente abajo de válvulas de control, especialmente cuando está ocurriendo desbordamiento.

b. Corriente abajo de orificios. c. Corriente abajo de descargas de bomba. d. En cualquier punto de cambio de la

dirección de flujo, tal como los radios interior y exterior de codos.

e. Corriente abajo de configuraciones de cañería (tales como soldaduras, puntos calientes y flanges) que producen turbulencia, particularmente en sistemas sensibles a la velocidad tales como sistemas de ácido sulfúrico e hidrosulfuro de amoníaco.

Las áreas de las que se sospecha que tienen corrosión/erosión localizada deben ser inspeccionadas utilizando métodos de END adecuados que rendirán datos de espesores sobre un área amplia tales como exploración ultrasónica, perfil radiográfico o corrientes parásitas. 5.3.7 Agrietamiento Ambiental Los materiales de construcción de sistemas de cañería normalmente son seleccionados para resistir las variadas formas de agrietamiento por corrosión con esfuerzo (SCC). Sin embargo algunos sistemas de cañería pueden ser susceptibles a agrietamiento ambiental debido a condiciones de proceso alteradas, IBC, condensación no anticipada o exposición a sulfuro de hidrógeno húmedo o carbonatos. Los ejemplos de agrietamiento ambiental incluyen: a. SCC de cloruro en aceros inoxidables

austeníticos debido a la humedad y cloruros bajo aislación, debajo de depósitos, debajo de empaquetaduras o en grietas.

b. SCC de ácido politiónico en aceros de aleación austeniticos sensibilizados debido a la exposición a sulfuros, condensación de humedad u oxígeno.

c. SCC cáustica (conocida a veces como fragilización cáustica)

d. SCC de amino ácido en sistemas de cañerías que no tienen alivio de tensiones.

e. SCC de carbonatos. f. SCC en ambientes donde existe sulfuro

de hidrógeno húmedo, tal como sistemas que contienen aguas ácidas.

g. Daño por agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) y ampollamiento por hidrógeno.

Cuando el inspector sospecha o es avisado que circuitos específicos pueden ser susceptibles a agrietamiento ambiental, el inspector debe programar inspecciones complementarias. Tales inspecciones pueden tomar la forma de END de superficie [prueba de penetrante líquido (TP) o prueba de partícula magnética fluorescente húmeda (PMFH), o ultrasonido (UT). En el caso en que estén disponibles, se puede retirar los carretes o tramos sospechosos del sistema de cañería y abrirlos partiéndolos para examen de superficie interna. Si se detecta agrietamiento ambiental durante la inspección interna de recipientes a presión y se considera a la cañería igualmente susceptible, el inspector debe designar carretes o tramos de cañería adecuados corriente arriba y corriente abajo del recipiente a presión para inspección por agrietamiento ambiental. Cuando se sospecha el potencial por agrietamiento ambiental en circuitos de cañerías, se debe programar la inspección de carretes o tramos seleccionados con anterioridad a un próximo ciclo de parada (paro programado). Dicha inspección debe entregar información útil para la predicción de mantenimiento en los periodos de paro programado. 5.3.8 Corrosión Debajo de Aislamientos y

Depósitos. Si los revestimientos externos o internos, aislamientos internos refractarios y aislamientos internos resistentes a la corrosión están en buenas condiciones y no hay razón para sospechar de una condición deteriorada detrás de ellos, normalmente no es necesario retirarlos para inspección del sistema de cañería. La eficacia de los aislamientos interiores resistentes a la corrosión se reduce enormemente debido a roturas o agujeros en el forro interno. Se debe inspeccionar los aislamientos en busca de separación, roturas, agujeros y ampollas. Si se observa cualquiera de estas condiciones puede ser necesario retirar porciones del forro interno para investigar la eficacia del forro y la condición de la cañería metálica por debajo del forro. Como modo alternativo, se puede utilizar inspección ultrasónica desde la superficie



externa para medir el espesor de pared y detectar separación, agujeros y ampollas. Los aislamientos refractarios pueden derramarse o quebrarse en servicio con o sin causar algún tipo de problemas significativos. La corrosión por debajo de los aislamientos refractarios puede ocasionar separación y encorvamiento del refractario. Si se detecta encorvamiento o separación del forro refractario se puede retirar porciones del refractario para permitir la inspección de la cañería por debajo del refractario. Por otra parte, es posible hacer mediciones de espesor ultrasónico desde la superficie del metal externa. En el caso donde depósitos de operación como el coque están presentes sobre una superficie de cañería, es particularmente importante determinar si tales depósitos tienen corrosión activa por debajo de ellos. Esto puede requerir una inspección completa en áreas seleccionadas. Las líneas más grandes deben tener eliminados los depósitos en áreas críticas seleccionadas para examen tipo spot. Las líneas más pequeñas pueden requerir que se retiren los carretes o tramos seleccionados o que se ejecuten métodos END, tales como radiografía, en áreas seleccionadas. 5.3.9 Agrietamiento por Fatiga El agrietamiento por fatiga en sistemas de cañería puede resultar de esfuerzos cíclicos excesivos que están frecuentemente bien por debajo de la resistencia cedente estática del material. Las tensiones cíclicas pueden ser impuestas por presión, medios mecánicos o térmicos y puede producir fatiga de ciclo bajo o de ciclo alto. La iniciación de agrietamiento por fatiga de ciclo bajo frecuentemente está relacionada directamente con el número de ciclos de calentamiento y enfriamiento experimentados. La vibración excesiva del sistema de cañerías (tal como vibraciones de máquina o inducidas por flujo) también puede provocar daño por fatiga de ciclo alto. (Ver 5.4.4 para requisitos de vigilancia de cañerías bajo vibración y 7.5 para requisitos de diseño asociados a cañería bajo vibración). El agrietamiento por fatiga puede ser detectado por primera vez característicamente en puntos de intensificación de esfuerzo alto tales como, conexiones en derivación. Las localizaciones donde los metales que tienen diferentes coeficientes de expansión térmica están unidos por soldadura pueden ser

susceptibles a fatiga térmica. (Ver 6.6.3 para consideraciones acerca de las fatigas relativas a conexiones roscadas.) Los métodos preferidos de NDE para detectar agrietamiento por fatiga incluyen prueba de penetrante líquido (PT) o prueba de partícula magnética (MT). Además se puede usar emisión acústica para detectar la presencia de grietas que son activadas por presiones de prueba o esfuerzos generados durante la prueba. Es importante que el dueño o el usuario y el inspector comprendan que el agrietamiento por fatiga tiene probabilidad de provocar falla de la cañería antes de que sea detectado con cualquier método de END. Del número total de ciclos de fatiga requeridos para producir una falla, se requiere que la vasta mayoría inicie una grieta y se requiere relativamente menos ciclos para propagar la grieta a falla. En consecuencia, la instalación y el diseño adecuados para el fin de impedir la iniciación del agrietamiento por fatiga son importantes. 5.3.10 Agrietamiento por Fluencia La termo-fluencia depende del tiempo, la temperatura y el esfuerzo. El agrietamiento por fluencia eventualmente puede ocurrir en condiciones de diseño puesto que algunos esfuerzos tolerables del código de cañerías están en la gama de fluencia. El agrietamiento es acelerado por interacción entre fluencia y fatiga cuando las condiciones de operación en el rango de fluencia son cíclicas. El inspector debe atender particularmente las áreas de alta concentración de esfuerzo. Si se encuentran temperaturas excesivas, también pueden ocurrir cambios en las propiedades mecánicas y micro-estructurales en los metales, lo cual puede debilitar permanentemente el equipo. Puesto que la fluencia es dependiente del tiempo, la temperatura y el esfuerzo, los niveles estimados o reales de estos parámetros serán usados en cualquier evaluación. Un ejemplo de donde se ha experimentado agrietamiento por fluencia en la industria, se hallan en aceros 1 ¼ Cr por sobre los 900°F (480°C). Los métodos END para detectar agrietamiento por fluencia incluyen prueba de penetrante líquido, prueba de partícula magnética, prueba de ultrasonido, prueba radiográfica y metalografía in situ. También se puede usar la prueba de emisión acústica para detectar la presencia de grietas que son



activadas por tensiones o presiones de prueba generadas durante la prueba. 5.3.11 Fractura Quebradiza Los aceros al carbono, de aleación baja y otros aceros ferríticos pueden ser susceptibles a falla quebradiza en o por debajo de la temperatura ambiente. Normalmente la fractura quebradiza no es preocupante con cañería de pared relativamente delgada. La mayoría de las fracturas quebradizas han ocurrido en la primera aplicación de un nivel de esfuerzo particular (es decir, la primera prueba hidráulica o sobrecarga) a menos que se introduzcan defectos críticos durante el servicio. Se tendrá en cuenta el potencial de una falla quebradiza cuando se vuelva a hacer la prueba hidráulica o evaluar más cuidadosamente al probar el equipo neumáticamente o al agregar cualquiera otra carga adicional. Se debe poner atención especialmente a aceros de baja aleación (especialmente material 2 ¼ Cr - 1Mo), debido a que ellos pueden ser proclives a fragilización por temple y a los aceros inoxidables ferríticos. La API RP-579, Sección 3 entrega procedimientos para la evaluación de equipos por resistencia a fractura quebradiza. 5.3.12 Daño por Congelamiento A temperaturas por debajo del punto de congelación del agua, el agua y las soluciones acuosas en sistemas de cañerías pueden congelarse y provocar falla debido a la expansión de estos materiales. Después de climas congelantes inesperadamente severos, es importante revisar si hay daño por congelamiento en componentes de cañerías expuestos antes de que el sistema se deshiele. Si ha ocurrido ruptura se puede impedir temporalmente la fuga mediante el fluido congelado. Se debe examinar cuidadosamente puntos bajos, tramos de purga y tramos muertos de sistemas de cañería que contienen agua para comprobar si hay daño. 5.4 TIPOS DE INSPECCION Y DE

VIGILANCIA Diferentes tipos de inspección y de vigilancia son adecuados dependiendo de las circunstancias y del sistema de cañería (Ver la nota). Estos incluyen los siguientes: a. Inspección visual interna. b. Inspección de medición de espesor.

c. Inspección visual externa. d. Inspección de cañería bajo vibración. e. Inspección complementaria. Nota: Vea la Sección 6 para frecuencia y extensión de la inspección. 5.4.1 Inspección Visual Interna Las inspecciones visuales internas no son normalmente ejecutadas en cañería. Cuando es posible y factible las inspecciones visuales internas pueden ser programadas para sistemas tales como líneas de transferencia de gran diámetro, ductos, líneas catalíticas u otros sistemas de cañería de gran diámetro. Tales inspecciones son similares en su naturaleza a las inspecciones de recipiente de presión y deben ser dirigidas con métodos y procedimientos similares a aquellos reseñados en API 510. Las técnicas de inspección visual a distancia pueden servir de ayuda al inspeccionar cañería demasiado pequeña como para ingresar. Una oportunidad adicional para inspección interna se entrega cuando los flanges de cañería están desconectados permitiendo la inspección visual de superficies internas con o sin el uso de END. El retiro de una sección de cañería y su abertura a lo largo de su línea central permite además acceso a superficies internas donde hay necesidad de dicha inspección. 5.4.2 Inspección por Medición de Espesor Se realiza una inspección de medición de espesores para determinar la condición interna y el espesor remanente de los componentes de la cañería. Las mediciones de espesor se pueden obtener cuando un sistema de cañería está en operación o fuera de operación y serán ejecutadas por el inspector o el examinador. 5.4.3 Inspección Visual Externa Se realiza una inspección visual externa para determinar la condición del exterior de la cañería, sistema de aislación, pintura y sistemas de revestimiento y el soporte asociado; y para verificar si hay señales de desalineamiento, vibración y fugas. Cuando se observa formación de productos de corrosión en las áreas de contacto de los apoyo de la cañería, se puede requerir el levantamiento de tales apoyos para su inspección. Al hacer esto, se debe practicar la cautela si la cañería está en servicio.



Se pueden realizar inspecciones de cañerías externas cuando el sistema de cañerías está en servicio. Consulte el API RP-574 para información útil acerca de cómo dirigir inspecciones externas. En el Apéndice D se entrega una lista de comprobación para ayudar a dirigir inspecciones de cañerías externas. Las inspecciones externas incluirán mediciones para ver la condición de apoyos y suspensiones de cañería. Las instancias de suspensiones agrietadas o rotas, “enclavamiento de fondo” de soportes elásticos, zapatas de apoyo desplazadas de los miembros de soporte u otras condiciones de frenamiento inadecuadas serán informadas y corregidas. Las patas falsas de apoyos verticales serán también revisadas para confirmar que ellas no se han llenado de agua que esté provocando corrosión externa de la cañería presurizada o corrosión interna de la pata de apoyo. Las patas falsas de apoyo horizontales también serán revisadas para determinar que los ligeros desplazamientos horizontales no están provocando trampas de humedad contra la superficie externa de componentes de cañería activos. Se debe inspeccionar visualmente las juntas de expansión (fuelles) por deformaciones poco usuales, desalineamiento o desplazamientos que puedan exceder el diseño. El inspector debe examinar el sistema de cañerías en busca de la presencia de cualquier modificación en el lugar de los trabajos o reparaciones temporales no informadas previamente en los registros y/o dibujos de la cañería. El inspector además debe estar alerta a la presencia de cualquier componente en el servicio que puedan ser inconvenientes para una operación de largo plazo, tal como flanges inadecuados, reparaciones temporales (medias cañas), modificaciones (mangueras flexibles), o válvulas de especificación inadecuada. Los componentes roscados que pueden ser retirados e instalados más fácilmente merecen particular atención debido a su mayor potencial para la instalación de componentes inadecuados. La inspección externa periódica exigida en el punto 6.4 normalmente debe ser dirigida por el inspector, quien además será responsable de mantener registros e inspección de reparación. El personal de mantenimiento o de operación calificado también puede dirigir inspecciones externas, cuando sea aceptable

para el inspector. En tales casos las personas que dirigen las inspecciones de cañería externa en conformidad con el API 570 estarán calificadas mediante una cantidad de horas de adiestramiento adecuado. Adicionalmente a estas inspecciones externas programadas que están documentadas en registros de inspección, es beneficioso para el personal que frecuenta el área entregar información de deterioro o cambios al inspector. (Vea el Apéndice D y la Sección 6.3 de la API RP-574 para ejemplos de tales deterioros). 5.4.4 Vigilancia de Movimiento de la Línea

y Cañería Vibratoria. El personal de operación debe informar acerca de cañería oscilante o vibratoria al personal de inspección o de realización para evaluación. Otros movimientos de línea significativos deben ser informados los cuales pueden haberse originado de martillo líquido, frenado de líquido en cañerías de vapor o expansión térmica anormal. En las uniones donde los sistemas de cañería vibratoria están refrenados, se debe tener en cuenta la prueba de partícula magnética periódica o prueba de penetrante líquido para verificar la iniciación de agrietamiento por fatiga. Las conexiones en bifurcación deben recibir atención especial. 5.4.5 Inspección Complementaria Se puede programar otras inspecciones según conveniencia o necesidad. Los ejemplos de tales inspecciones incluyen el uso periódico de radiografía y/o termografía para comprobar enredamiento o taponamiento interno, termografía para verificar puntos calientes en los sistemas forrados interiormente refractarios, o inspección para agrietamiento ambiental. Se puede usar emisión acústica, detección de fuga acústica y termografía para detección de fuga a distancia y vigilancia. Se puede utilizar ultrasonido y/o radiografía para detectar corrosión localizada. 5.5 MEDICION DE ESPESOR

LOCALIZADAS (MEL) 5.5.1 Generalidad Las mediciones de espesor localizadas (MEL) son áreas específicas a lo largo del circuito de cañería donde las inspecciones serán realizadas. La naturaleza de la MEL varía



conforme a su localización en el sistema de cañería. La selección de MEL considerará el potencial para corrosión localizada y corrosión específica del servicio según está descrito en el punto 5.3. 5.5.2 Control de MEL Cada sistema de cañería será controlado tomando mediciones de espesor en los MEL. Los circuitos de cañería con consecuencias potenciales altas si ocurriera falla y aquellos sometidos a velocidades de corrosión más altas o corrosión localizada normalmente tendrán más MEL y serán controlados más frecuentemente (Ver el punto 6.3).Los MEL deben ser distribuidos apropiadamente en la totalidad de cada circuito de cañería. Los MEL pueden ser eliminados o se puede reducir el número bajo ciertas circunstancias tales como cañería de lados frío en plantas de olefina, cañería de amoniaco anhidroso, producto de hidrocarburo no corrosivo limpio, o cañería de aleación alta para la pureza del producto. En circunstancias donde la MEL será substancialmente reducida o eliminada, se debe consultar a personas reconocidas en el tema de la corrosión. El espesor mínimo en cada MEL puede ser localizado mediante radiografía o exploración de ultrasonido. También se puede usar técnicas electromagnéticas para identificar áreas delgadas que entonces pueden ser medidas por ultrasonido o radiografía. Cuando esto se cumpla con ultrasonido, la exploración consiste en tomar varias medidas de espesor en el MEL buscando adelgazamiento localizado. La lectura más delgada o un promedio de varias lecturas de medida tomadas dentro del área de un punto de prueba serán registrados y usados para calcular las velocidades de corrosión, la vida restante y la siguiente fecha de inspección de acuerdo a la Sección 7. En el caso conveniente, las mediciones de espesor deben incluir mediciones en cada uno de los cuatro cuadrantes en el cañería y en accesorios, con especial atención al radio interior y exterior de codos y Tees donde la corrosión /erosión podría aumentar las velocidades de corrosión. Como un mínimo, se registrará la lectura más delgada y su localización. Se debe establecer las MEL para áreas con CBA continuada, corrosión en interfaces S/A u otras localizaciones de corrosión localizada

potencial al igual que para corrosión general, uniforme. Las MEL deben ser marcadas en los dibujos de inspección y en el sistema de cañería para permitir mediciones repetitivas en los mismos MEL. Este procedimiento de registro entrega datos para la determinación de la velocidad de corrosión más exacta. 5.5.3 Selección de MEL Al seleccionar o ajustar el número y las localizaciones de MEL el inspector debe tomar en cuenta los patrones de corrosión que se esperarían y que han sido experimentados en la unidad de proceso. Un número de procesos de corrosión comunes a las unidades petroquímicas y de refinamiento son relativamente uniformes en naturaleza, produciendo una velocidad suficientemente constante de reducción de la pared de la cañería independientemente de la localización dentro del circuito de cañería, ya sea axialmente o circunferencialmente. Los ejemplos de dichos fenómenos de corrosión incluyen corrosión por sulfuro de temperatura alta y corrosión de agua ácida (con tal de que las velocidades no sean tan excesivas como para provocar corrosión/erosión local de codos, Tees y otros artículos similares). En estas situaciones, el número de MEL requerido para controlar un circuito será menor que aquellos requeridos para supervisar circuitos sometidos a pérdida de metal más localizada. En teoría, un circuito sujeto a corrosión perfectamente uniforme podría ser controlado adecuadamente con un único MEL. En realidad, la corrosión nunca es verdaderamente uniforme de manera que se puede requerir MEL adicionales. Los inspectores deben usar su conocimiento (y el de otros) de la unidad de proceso para optimizar la selección de MEL para cada circuito, equilibrando el esfuerzo de reunir los datos con los beneficios entregados por los datos. Se debe seleccionar más MEL para sistemas de cañería con cualquiera de las siguientes características: a. Potencial más alto para crear una

emergencia de seguridad o ambiental en la eventualidad de una fuga.

b. Velocidades de corrosión más altas esperadas o experimentadas.

c. Potencial más alto para corrosión localizada.



d. Mayor complejidad en términos de accesorios, bifurcaciones, tramos muertos, puntos de inyección y otros artículos similares.

e. Potencial más alto para CBA. Se puede seleccionar menos MEL para sistemas de cañería con cualquiera de las siguientes tres características: a. Potencial bajo para crear una emergencia

de seguridad o ambiental en la eventualidad de una fuga.

b. Sistemas de cañería relativamente no corrosivos.

c. Sistemas de cañería largos de tendido recto.

Los MEL pueden ser eliminados para sistemas de cañería con cualquiera de las dos siguientes características: a. Potencial extremadamente bajo para

crear una emergencia de seguridad o ambiental en la eventualidad de una fuga.

b. Sistemas no corrosivos tal como ha sido demostrado por la historia o por servicio similar y sistemas no sometidos a cambios que pudieran provocar corrosión.

5.6 METODOS DE MEDICION DE

ESPESOR Los instrumentos de medición de espesor ultrasónicos normalmente son los medios más precisos para obtener mediciones de espesor en cañería instalado más grande que NPS-1. Se prefieren las técnicas de perfil radiográfico para diámetros de cañería de NPS-1 y más pequeños. Se puede usar técnicas de perfil radiográficas para localizar áreas que serán medidas, particularmente en sistemas aislados o donde se sospecha corrosión no uniforme o localizada. En el caso donde sea factible se puede utilizar entonces ultrasonido para obtener el espesor real de las áreas que serán registradas. A continuación de las lecturas de ultrasonido en los MEL se recomienda la reparación adecuada de la aislación y del revestimiento climático de la aislación para reducir el potencial por CBA. Las técnicas de perfil radiográfico, las cuales no requieren retirar la aislación pueden ser consideradas como una alternativa. Cuando la corrosión en un sistema de cañerías no es uniforme, o el espesor restante se aproxima al espesor mínimo requerido, se

puede requerirse mediciones de espesor adicionales. La exploración de ultrasonido o radiográfica son los métodos preferidos en tales casos. También se puede usar dispositivos de corriente parásitas. Cuando se toman mediciones de ultrasonido por sobre 150°F (65°C) se debe usar instrumentos, acoplantes y procedimientos que producirán mediciones precisas a temperaturas más altas. Las mediciones deben ser ajustadas por el factor de corrección de temperatura adecuado. Los inspectores deben estar conscientes de posibles fuentes de inexactitudes de las mediciones y realizar todo esfuerzo para eliminar su ocurrencia. Como una regla general, cada una de las técnicas de END tendrá límites prácticos con respecto a la exactitud. Los factores que pueden contribuir a la exactitud reducida de mediciones ultrasónicas incluyen lo siguiente: a. Calibración del instrumento inadecuada. b. Escamas o revestimientos externos. c. Dureza excesiva de la superficie. d. “Movimiento de vaivén” excesivo del

palpador (sobre la superficie curva). e. Defectos del material en la sub

superficie, tal como laminaciones. f. Efectos de temperatura [a temperaturas

por sobre 150°F (65°C)]. g. Pantallas detectores de defecto pequeño. h. Espesores de menos de 1/8 de pulgada

(3.2mm) para indicadores de espesor digitales característicos.

Además, se debe tener presente que el patrón de corrosión puede no ser uniforme. Para que las determinaciones de velocidad de corrosión sean válidas, es importante que las mediciones sobre el punto más delgado sean repetidas lo más cercanamente posible a la misma localización. De manera alternativa, la lectura mínima o un promedio de varias lecturas en un punto de prueba deben tenerse en cuenta. Cuando los sistemas de cañerías están fuera de servicio, se pueden tomar mediciones de espesor a través de aberturas usando calibradores. Los calibradores son útiles para determinar los espesores aproximados de fundiciones, forjas y cuerpos de válvulas al igual que aproximaciones de profundidad de picaduras por CBA en cañerías. Los dispositivos de medición de profundidad de picaduras pueden usarse también para



determinar la profundidad de pérdida de metal localizada. 5.7 PRUEBA DE PRESION EN

SISTEMAS DE TUBERIAS Las pruebas de presión no son dirigidas normalmente como parte de una inspección de rutina (Ver el punto 8.2.6 para los requisitos de prueba de presión por reparaciones, alteraciones y reclasificación). Las excepciones a esto incluyen requisitos de la Guardia Costera de los Estados Unidos para cañerías sobre el agua y los requisitos de jurisdicciones locales después de alteraciones soldadas o cuando lo especifique el inspector o el ingeniero de cañerías. Cuando estas sean dirigidas, las pruebas de presión serán ejecutadas en conformidad con los requisitos de la ASME B31.3. Se entregan consideraciones adicionales en el API RP-574 y el API RP-579. Las pruebas de presión más bajas, las cuales son utilizadas solamente para la hermeticidad de sistemas de cañerías pueden ser dirigidas a presiones designadas por el dueño o el usuario. El fluido de prueba debe ser agua a menos que exista la posibilidad de daño debido a congelamiento u otros efectos adversos del agua sobre el sistema de cañería o el proceso o a menos que el agua de prueba llegue a contaminarse y su desecho presente problemas ambientales. En cada caso, se puede utilizar otro líquido no tóxico conveniente. Si el líquido es combustible, su punto de inflamación será por lo menos 120°F (49°C) o más grande y se considerará el efecto del medioambiente en la prueba sobre el fluido de prueba. La cañería fabricada de o que tenga componentes de acero inoxidable Serie 300 debe ser probada hidrostáticamente con una solución de agua potable (Ver la nota) o condensado de vapor. Después de que la prueba esté terminada, se debe desaguar la cañería completamente (todos los respiraderos en los puntos altos deben estar abiertos durante el desaguado), y soplar con aire o secar de otra manera. Si no existe disponibilidad de agua potable o si no es posible el secado o desaguado inmediato, el agua que tiene un nivel de cloruros muy bajo, y un pH alto (>10), una adición de inhibidor debe ser considerada para reducir el riesgo de picaduras y corrosión inducida micro-biológicamente.

Nota: El agua potable en este contexto sigue la práctica de los EE.UU., con 250 partes por millón máximo de cloruros, sanitizada con cloro u ozono. Para cañerías de acero inoxidable austenítico sensibilizado, sometidas a agrietamiento por corrosión por tensión politiónico, se debe considerar el uso de una solución de agua alcalina para la prueba de presión (ver NACE RP-0170). Si una prueba de presión será mantenida por un período de tiempo y el fluido de prueba en el sistema está sometido a expansión térmica, se debe tomar precauciones para evitar presión excesiva. Cuando se requiere una prueba de presión, esta será realizada después de cualquier tratamiento térmico. Antes de aplicar una prueba hidrostática a sistemas de cañerías, se debe considerar el diseño de las estructuras de los apoyos. Se puede usar una prueba de presión neumática cuando no es factible probar hidrostáticamente debido a limitaciones de temperatura, estructurales o del proceso. Sin embargo, los riesgos potenciales de la prueba neumática para el personal y la propiedad, serán tenidos en cuenta cuando se lleve a cabo dicha prueba. Como un mínimo, se aplicarán las precauciones de inspección contenidas en la ASME B31.3 en cualquiera prueba neumática. Durante una prueba de presión, en el caso donde la presión de prueba exceda la presión fijada por la válvula de seguridad en un sistema de cañerías, se debe quitar o bloquear las válvulas o la válvula de alivio de seguridad por el tiempo que ocupe la prueba. Como una alternativa, cada disco de válvula debe ser sujetado hacia abajo por una grampa de prueba diseñada convenientemente. La aplicación de una carga adicional al resorte de la válvula girando el tornillo de ajuste no se recomienda. Otros accesorios que son incapaces de soportar la presión de prueba tales como vidrios indicadores de nivel, manómetros, juntas de expansión y discos de ruptura deben ser retirados o bloqueados. Las líneas que contienen juntas de expansión que no puedan ser retiradas o aisladas pueden ser probadas a una presión reducida de acuerdo a los principios de ASME B31.3. Si se usan válvulas de bloqueo para aislar un sistema de cañerías para una prueba de presión, se debe ser cauteloso para no exceder la presión del



asiento permisible según está descrito en ASME B16.34 o los datos del fabricante de la válvula correspondientes. En el momento del término de la prueba de presión, dispositivos de alivio de presión de ajustes adecuados y otros accesorios retirados o dejados inoperantes durante la prueba de presión, serán reinstalados o reactivados. 5.8 VERIFICACION DEL MATERIAL Y

CAPACIDAD DE RASTREO Durante las reparaciones o alteraciones de sistemas de cañerías en material de aleación, donde se requiere que el material de aleación mantenga el contenido de presión, el inspector verificará que la instalación de materiales nuevos sea uniforme con los materiales de construcción especificados o seleccionados. Este programa de verificación del material debe estar de acuerdo con el API RP-578. Usando procedimientos de evaluación de riesgo, el dueño o usuario puede hacer esta evaluación mediante verificación 100 %, prueba PMI en ciertas ubicaciones críticas o mediante muestreo de un porcentaje de los materiales. La prueba de IPM puede ser llevada a cabo por el inspector o el examinador con el uso de métodos convenientes según está descrito en API RP 578. Si un componente del sistema de cañerías fallara debido a que un material incorrecto fue sustituido inadvertidamente por el material de cañería adecuado, el inspector debe considerar la necesidad de mayor verificación de materiales de cañería existentes. El alcance de la nueva verificación dependerá de las circunstancias, tal como las consecuencias de la falla y la probabilidad de errores de material posteriores. El dueño o el usuario evaluarán la necesidad y alcance con respecto a la aplicación de las prácticas de acuerdo con la API RP-578 que atienden la substitución de material inadvertida en sistemas de cañerías de aleación existentes. Un programa de verificación de material de acuerdo con API RP-578 puede incluir procedimientos para la priorización y jerarquización del riesgo en circuitos de cañerías. Esa evaluación puede conducir a una prueba IPM retroactiva, según está descrito en API RP-578, para confirmar que los materiales instalados son uniformes para el servicio propuesto. Los componentes identificados durante esta verificación que no reúnan los criterios de aceptación del

programa de prueba IPM (tal como en API RP-578, Sección 6) serán marcados como objetivos para reemplazo. El dueño o el usuario y el inspector de cañería autorizado en consulta con un especialista en corrosión, establecerán un programa para el reemplazo de aquellos componentes. El inspector autorizado usará técnicas de END periódica, según sea necesario, sobre los componentes identificados hasta su reemplazo. 5.9 INSPECCION DE VALVULAS Normalmente, las mediciones de espesor no son tomadas rutinariamente sobre válvulas en circuitos de cañerías. El cuerpo de una válvula normalmente es más grueso que otros componentes de la cañería por razones de diseño. Sin embargo, cuando las válvulas son desmanteladas para reparación y servicio, el taller debe estar atento a cualquier patrón de corrosión inusual o adelgazamiento y cuando se observe, entregar aquella información al inspector. Los cuerpos de válvulas que están expuestos a ciclos de temperatura elevados (por ejemplo, una unidad regenerativa de reformación catalítica y limpieza con vapor) deben ser examinados periódicamente en busca de agrietamiento por fatiga térmica. Si se sabe o se sospecha que las válvulas de compuerta están siendo expuestas a corrosión o erosión, las lecturas de espesor deben ser tomadas entre los asientos, puesto que esta es un área de alta turbulencia y alta tensión. Las válvulas de control y otras válvulas de estrangulación, particularmente en servicios de alta caída de presión y suspensión acuosa, pueden ser susceptibles a corrosión o erosión localizada en el cuerpo corriente abajo del orificio. Si se sospecha de tal pérdida de metal, se debe retirar la válvula de la línea para inspección interna. El interior del flange coincidente corriente abajo y la cañería también debe ser inspeccionada para localizar pérdida de metal. Cuando se realicen pruebas de presión de cierre y/o del cuerpo de la válvula después del servicio, estas deben ser dirigidas de acuerdo a API Std-598. Las válvulas de retención críticas deben ser inspeccionadas visual e internamente para garantizar que ellas detendrán las inversiones de flujo. Un ejemplo de una válvula de retención crítica puede ser la válvula de retención localizada en la boca de salida de una bomba de carga para hidro-proceso de gran altura de elevación, multi-etapa. La falla



de dicha válvula de retención para operar correctamente podría producir sobre presión de la cañería durante una inversión de flujo. El método de inspección visual normal debe incluir: a. Comprobación para garantizar de que el

batidor está libre para moverse, tal como se requiere, sin soltura excesiva debida a desgaste.

b. La detención del batidor no debe tener desgaste excesivo, esto minimizará la probabilidad de que el batidor se mueva más allá de la posición central muerta superior y quede en una posición abierta cuando la válvula de retención sea montada en una posición vertical.

c. La tuerca del batidor debe ser asegurada al perno del batidor para evitar retroceso en servicio.

Normalmente no se requiere comprobaciones de fuga de válvulas de retención críticas. 5.10 INSPECCION DE SOLDADURAS

EN SERVICIO La inspección de la calidad de soldadura de cañerías normalmente se cumple como una parte de los requisitos para construcción nueva, reparaciones o alteraciones. Sin embargo, frecuentemente las soldaduras son inspeccionadas por corrosión, como parte de una inspección de perfil radiográfico o como parte de una inspección interna. Cuando se observa corrosión de soldaduras circunferenciales, se debe examinar soldaduras adicionales en el mismo circuito o sistema por corrosión. En ocasiones, los exámenes de perfil radiográfico pueden revelar lo que parece ser imperfecciones en la soldadura. Si se detectan imperfecciones tipo fractura mientras el sistema de cañería está en operación, se puede hacer una nueva inspección con radiografía de la calidad de soldadura y/o ultrasonido para evaluar la magnitud de la imperfección. Adicionalmente, se debe hacer un esfuerzo para determinar si las imperfecciones tipo fractura son de fabricación de la soldadura original o pueden ser de un mecanismo de agrietamiento ambiental. El agrietamiento ambiental será evaluado por el ingeniero de cañerías. Si las imperfecciones observadas son producto de la fabricación con soldadura, se requiere análisis de inspección y/o proyección para evaluar el impacto de la calidad de la

soldadura sobre la integridad de la cañería. Este análisis puede ser uno o más de los siguientes: a. Juicio del inspector. b. Juicio del inspector de soldadura

certificado. c. Juicio del ingeniero de cañerías. d. Análisis de proyección de aptitud para el

servicio Los temas a considerar al evaluar la calidad de las soldaduras existentes incluyen los siguientes: a. Criterios de aceptación de inspección de

fabricación original. b. Alcance, magnitud y orientación de las

imperfecciones. c. Periodo de tiempo en servicio. d. Condiciones de funcionamiento v/s

diseño. e. Presencia de tensiones por cañerías

secundarias (residuales y térmicas). f. Potencial por cargas de fatiga

(mecánicas y térmicas). g. Sistema de cañerías primario o

secundario. h. Potencial por impacto o cargas

transitorias. i. Potencial por agrietamiento ambiental. j. Dureza de la soldadura. En muchos casos, para soldaduras en servicio no es conveniente usar los criterios de aceptación de radiografía puntual o aleatoria para calidad de soldadura indicados en ASME B31.3. Estos criterios de aceptación están propuestos para aplicarse a construcción nueva en un muestreo de soldaduras, no todas las soldaduras examinadas, con el fin de evaluar la calidad probable de todas las soldaduras (o soldadores) en el sistema. Pueden existir algunas soldaduras que no cumplirán con estos criterios pero aún así actuarán satisfactoriamente en servicio después de ser probadas hidrostáticamente. Esto resulta especialmente cierto en conexiones de derivación pequeña que normalmente no son examinadas durante la construcción nueva.

El dueño o el usuario especificará examinadores de UT calificados por la industria cuando el dueño o el usuario requiera lo siguiente: a) detección de defectos planos de rotura en la superficie interior (DI) al inspeccionar desde la superficie externa (DE); o b) donde se requiera detección, caracterización, y/o dimensionamiento a través de



la pared de los defectos planos. Ejemplos de la aplicación para el uso de tales examinadores de UT calificados por la industria incluyen aptitud para el servicio y control de defectos conocidos. El requisito para el uso de examinadores de UT calificados por la industria se hara efectivo dos años después de la publicación en este código o agregado.

Los pernos de sombrerete de válvula y flange deben ser examinados visualmente por corrosión. Las uniones de sombrerete flangeadas y de válvula deben ser examinadas por evidencia de fugas tales como manchas, depósitos o goteos. Las fugas del proceso hacia dentro de pernos de flange y sombrerete pueden provocar corrosión o agrietamiento ambiental. Este examen debe incluir aquellos flanges encerrados con protecciones contra salpicadura y rociado.

Las uniones flangeadas que han sido selladas con

abrazaderas y bombeadas con sellante deben ser revisadas por fuga en los pernos. Los pernos sometidos a dicha fuga pueden corroerse o fracturarse (por ejemplo, agrietamiento cáustico). Si se contempla rebombeo, primero se debe renovar los pernos afectados.

5.11 INSPECCION DE JUNTAS ENFLANGADAS

Se debe examinar las marcas sobre una muestra representativa de empaquetaduras y pernos recientemente instalados para determinar si ellos cumplen con la especificación del material. Las marcaciones están identificadas en las normas correspondientes ASME y ASTM. Los pernos cuestionables deben ser verificados o renovados.

Los pernos sobre instrumentación que están sometidos a presión y/o temperatura del proceso deben ser incluidos en el alcance de estos exámenes.

Los pernos deben entrar completamente a través de sus tuercas. Cualquier espárrago que no sea capaz de hacerlo, se considerará aceptablemente enganchado si la falta de enganche completo no es más de una rosca.

Ver API RP-574 para prácticas recomendadas cuando las juntas flangeadas son abiertas.

Si los flanges instalados están excesivamente curvados, se debe comprobar sus marcaciones y espesores contra requisitos de proyección antes de iniciar una acción correctiva.



SECCION 6- FRECUENCIA Y ALCANCE DE LA INSPECCION 6.1 GENERAL La frecuencia y el alcance de la inspección en circuitos de cañerías dependen de las formas de degradación que pueden afectar a la cañería y la consecuencia de una falla. Las variadas formas de degradación que pueden afectar a los circuitos de cañerías en refinería están descritas en el punto 5.3, mientras que una clasificación simplificada de la cañería basada sobre la consecuencia de falla está definida en el punto 6.2. Tal como se describió en el punto 5.1, la estrategia de inspección basada sobre la probabilidad y consecuencia de una falla es denominada como Inspección Basada en el Riesgo. El esquema de clasificación de cañerías simplificado en la Sección 6.2 se basa en la consecuencia de una falla. Se usa la clasificación para establecer la frecuencia y el alcance de la inspección. El dueño o el usuario pueden desarrollar un esquema de clasificación más extenso que evalúe con más precisión la consecuencia para ciertos circuitos de cañería. La evaluación de la consecuencia consideraría el potencial para explosión, fuego, toxicidad, impacto ambiental y otros efectos potenciales asociados con una falla. Después de dirigir una evaluación efectiva, se puede usar los resultados para establecer una estrategia de inspección del circuito de cañerías y más específicamente definir mejor lo siguiente:

a. Los métodos de inspección más apropiados, alcance, instrumentos y técnicas a utilizar con base en las formas esperadas de degradación;

b. La frecuencia de inspección apropiada; c. La necesidad de pruebas de presión

después de que ha ocurrido el daño o después de que se han terminado las reparaciones o modificaciones; y

d. La prevención y pasos de mitigación para reducir la probabilidad y consecuencia de una falla en la cañería.

Se puede usar una evaluación RBI para aumentar o disminuir los límites de inspección descritos en la Tabla 6-1. De manera similar, se puede aumentar o disminuir el alcance de la inspección más allá de los objetivos de la Tabla 6-2 mediante una evaluación RBI. Cuando se usa para aumentar los límites del intervalo de inspección, o el alcance de la inspección, se dirigirán evaluaciones RBI a intervalos de no exceder los límites respectivos en la Tabla 6-1 o más frecuentemente

si está justificado por cambios del proceso, equipo o consecuencias. Estas evaluaciones de RBI serán examinadas y aceptadas por un ingeniero de cañerías y el inspector de cañerías autorizado a intervalos de no exceder los límites respectivos en la Tabla 6-1 o con más frecuencia si está justificado por cambios de proceso, equipo o consecuencias. 6.2 CLASES DE SERVICIO EN CAÑERIAS Todos los sistemas de cañerías de procesos tendrán categorías de diferentes clases. Dicho sistema de clasificación permite que los esfuerzos de inspección extraordinarios sean enfocados en los sistemas de cañerías que pueden tener las consecuencias potenciales más altas si ocurriera falla o pérdida de aguante. En general, los sistemas clasificados más alto requieren inspección más extensa a intervalos más cortos con el fin de afirmar su integridad para operación segura continuada. Las clasificaciones deben basarse sobre efectos potenciales de la seguridad y medio ambiente si ocurriera una fuga. El dueño o los usuarios mantendrán un registro de los fluidos del proceso manejados por la cañería, incluyendo sus clasificaciones. API RP-750 y NFPA 704 entregan información que puede ser de ayuda al clasificar sistemas de cañerías conforme a los peligros potenciales de los fluidos de procesos que ellos contienen. Se recomienda las tres clases registradas más adelante en el punto 6.2.1 hasta el punto 6.2.3. 6.2.1 Clase 1 Los servicios con el potencial más alto de resultar en una emergencia inmediata si llegara a ocurrir una fuga están en la Clase 1. Dicha emergencia puede ser de naturaleza ambiental o seguridad. Los ejemplos de cañería Clase 1 incluyen, aunque no necesariamente se limitan a aquellos que contienen lo siguiente:

a. Servicios combustibles que pueden auto-refrigerar y conducir a una fractura quebradiza.

b. Servicios presurizados que pueden vaporizarse rápidamente durante la liberación creando vapores que pueden recoger y formar una mezcla explosiva, tal como caudales de C2, C3 y C4. Los fluidos que se vaporizarán rápidamente son aquellos con temperaturas de



ebullición atmosféricas por debajo de los 50°F (10°C).

c. Sulfuro de hidrógeno (más grande que 3 por ciento peso) en un caudal gaseoso.

d. Cloruro de hidrógeno anhidroso. e. Ácido fluorhídrico. f. Cañería sobre o adyacente al agua y

cañería sobre vías de tránsito públicas. (Consulte las regulaciones del Departamento de Transporte y la Guardia Costera de los Estados Unidos para inspección de cañería sobre el agua.)

6.2.2 Clase 2 Servicios no incluidos en otras clases están en la Clase 2. Esta clasificación incluye a la mayoría de las cañerías de proceso de unidades y cañerías lejos del sitio seleccionado. Ejemplos característicos de estos servicios incluyen a aquellos que contienen lo siguiente:

a. Hidrocarburos en el sitio que lentamente se vaporizarán durante su liberación, tal como aquellos que operan por debajo del punto de inflamación.

b. Hidrógeno, gas combustible y gas natural.

c. Cáusticos y ácidos fuertes en el sitio. 6.2.3 Clase 3 Los servicios que son combustibles pero que no se vaporizan significativamente cuando escapan y no están localizados en áreas de alta actividad se encuentran en la Clase 3. Los servicios que son potencialmente dañinos para el tejido humano pero, que están localizados en áreas distantes pueden ser incluidos en esta clase. Ejemplos de servicio de Clase 3 son los siguientes:

a. Hidrocarburos en el sitio que no se vaporizarán significativamente durante la liberación, tales como aquellos que operan por debajo del punto de inflamación.

b. Líneas de producto y destilado hacia y desde almacenamiento y carga.

c. Cáusticos y ácidos lejos del sitio.

6.3 INTERVALOS DE INSPECCION Se establecerá y mantendrá el intervalo entre inspecciones de cañería usando los siguientes criterios:

a. Velocidad de corrosión y cálculos de la vida restante.

b. Clasificación del servicio de cañería. c. Requisitos jurisdiccionales aplicables. d. Juicio del inspector, el ingeniero de

cañerías, el supervisor del ingeniero de cañerías o un especialista en corrosión, con base en las condiciones de funcionamiento, la historia de la inspección anterior, resultados de inspección actuales y condiciones que puedan justificar inspecciones complementarias cubiertas en el punto 5.4.5.

El propietario, el usuario o el inspector establecerán intervalos de inspección para mediciones de espesor e inspecciones visuales externas y en el caso correspondiente, para inspecciones internas y complementarias. Las mediciones de espesor deben ser programadas con base en cálculos no mayores a la 1/2 de la vida restante determinada a partir de las velocidades de corrosión indicadas en el punto 7.1.1 o a los intervalos máximos sugeridos en la Tabla 6-1, según cual sea más corto. Los intervalos más cortos pueden ser apropiados bajo ciertas circunstancias. Con anterioridad a usar la Tabla 6-1, se debe calcular las velocidades de corrosión de acuerdo con el punto 7.1.3. La Tabla 6-1 contiene intervalos de inspección máximos recomendados para las tres categorías de servicio de cañerías descritas en el punto 6.2 al igual que intervalos recomendados para puntos de inyección e interfaces S/A. Se debe examinar y ajustar el intervalo de inspección según sea necesario después de cada inspección o cambio significativo en las condiciones de funcionamiento. La corrosión general, la corrosión localizada, picaduras, agrietamiento ambiental y otras formas de deterioro deben tenerse en cuenta al establecer los varios intervalos de inspección. 6.4 ALCANCE DE LAS INSPECCIONES

VISUALES EXTERNAS Y CBA . Las inspecciones visuales externas, incluyendo las inspecciones por Corrosión Bajo Aislación (CBA), deben ser dirigidas a intervalos máximos registrados en la Tabla 6-1 para evaluar elementos tales como aquellos del Apéndice D. De manera alternativa, los intervalos de inspección visual externos pueden ser establecidos usando una evaluación RBI válida dirigida conforme a API RP 580. La inspección visual externa sobre cañería desnuda es para evaluar la condición de



los sistemas de pintura y de revestimiento, para comprobar corrosión externa y para comprobar otras formas de deterioro. Además, esta inspección visual externa por CBA potencial es para evaluar la condición de la aislación y será dirigida sobre todos los sistemas de cañerías susceptibles a CBA registrados en 5.3.3.1. Los resultados de la inspección visual deben ser documentados para facilitar las inspecciones de seguimiento. A continuación de la inspección visual externa de sistemas susceptibles, se requiere examen adicional para la inspección de CBA. El alcance y el tipo de la inspección de CBA adicional están registrados en la Tabla 6-2. La aislación dañada a elevaciones más altas puede terminar en CBA en áreas más bajas distantes del daño. La inspección de END para CBA también debe ser dirigida de la manera registrada en la Tabla 6-2 en localizaciones sospechosas del punto 5.3.3.2 (excluyendo c) que cumplen los criterios de temperatura para el punto 5.3.3.1 (e, f, h). Normalmente se requiere examen radiográfico o retiro de aislación e inspección visual para esta inspección en localizaciones dañadas o sospechosas. Se puede utilizar otros métodos de evaluación de END donde corresponda. Si la inspección de las áreas dañadas o sospechosas ha localizado CBA significativa, se debe inspeccionar áreas adicionales y, donde se justifique, debe inspeccionarse hasta 100% del circuito. El alcance del programa CBA descrito en la Tabla 6-2 debe tenerse en cuenta como niveles objetivos para sistemas de cañerías y localizaciones sin experiencia de inspección de CBA. Se reconoce que varios factores pueden afectar la probabilidad de que la CBA incluya:

a. Condiciones climáticas locales (ver el punto 5.3.3)

b. Diseño de la aislación. c. Calidad del revestimiento d. Condiciones de servicio

Las instalaciones con experiencia en inspección de CBA pueden aumentar o reducir los objetivos de inspección de CBA de la Tabla 6-2. No se requiere una contabilidad exacta de los objetivos de inspección de CBA. El propietario o el usuario pueden confirmar los objetivos de inspección con historia operacional u otra documentación. Los sistemas de cañería que son conocidos por tener una vida restante de más de 10 años o que están protegidos adecuadamente contra corrosión externa no necesitan ser incluidos para la

inspección END recomendada en la Tabla 6-2. Sin embargo, la condición del sistema aislante o el encamisado exterior, tal como una coraza de caja fría, debe ser observada periódicamente por el personal de operación u otro personal. Si se observa deterioro, este debe ser informado al inspector. Los siguientes son ejemplos de estos sistemas:

a. Sistemas de cañería aislados eficazmente para excluir la entrada de humedad.

b. Sistemas de cañería criogénicos encamisados.

c. Sistemas de cañería instalados en una caja fría en la cual la atmósfera es purificada con un gas inerte.

d. Sistemas de cañería en los cuales la temperatura que está siendo mantenida es suficientemente baja o suficientemente alta para excluir la presencia de agua.

6.5 ALCANCE DE LA INSPECCION DE

MEDICION DE ESPESOR Para satisfacer los requisitos del intervalo de inspección, cada inspección de medición de espesor debe obtener lecturas de espesor sobre una muestra representativa de MEL en cada circuito (ver 5.5). Este muestreo representativo debe incluir datos para todos los variados tipos de componentes y orientaciones (horizontal y vertical) hallados en cada circuito. Este muestreo además debe incluir MEL con la fecha de renovación más temprana a partir de la inspección anterior. Mientras más MEL son medidos por cada circuito, con mayor exactitud será proyectada la siguiente fecha de inspección. En consecuencia, la inspección programada de circuitos debe obtener tantas mediciones como sean necesarias. El alcance de la inspección para puntos de inyección está cubierto en el punto 5.3.1. 6.6 ALCANCE DE LAS INSPECCIONES DE

CAÑERIAS DE EMERGENCIA, DE TAMAÑO PEQUEÑO Y CONEXIONES ROSCADAS.

6.6.1 Inspección de Cañerías de Tamaño

Pequeño Las cañerías de tamaño pequeño (CTP) que son cañerías de proceso primario, deben ser inspeccionadas conforme a todos los requisitos de este documento. La CTP que es cañería de proceso secundaria tiene diferentes requisitos mínimos dependiendo de la clasificación del servicio. La CTP secundaria



Clase 1 será inspeccionada conforme a los mismos requisitos que la cañería de proceso primaria. La inspección de TTP secundaria Clase 2 y Clase 3 es optativa. Los tramos muertos CTP (tal como las bridas de nivel) en sistemas Clase 2 y Clase 3 deben ser inspeccionados en el caso donde la corrosión ha sido experimentada o se anticipa. 6.6.2 Inspección de Cañerías de Emergencia La inspección de CTP de emergencia, secundaria asociada con instrumentos y maquinaria es optativa. Los criterios a considerar al determinar si la CTP de emergencia necesitará alguna forma de inspección incluyen lo siguiente: a. Clasificación. b. Potencial para agrietamiento por fatiga o

ambiental. c. Potencial para corrosión con base en la

experiencia con sistemas primarios adyacentes.

d. Potencial para CBA. 6.6.3 Inspección de Conexiones Roscadas La inspección de conexiones roscadas será conforme a los requisitos registrados anteriormente para cañerías de emergencia y de tamaño pequeño. Al seleccionar MEL sobre conexiones roscadas, incluya solamente aquellas que puedan ser radiografiadas durante inspecciones programadas. Las conexiones roscadas asociadas con maquinaria y sometidas a daño por fatiga deben ser evaluadas periódicamente y consideradas para posible cambio por una de pared más gruesa o actualizarla a componentes soldados. El programa para dicha renovación dependerá de varios asuntos, incluyendo los siguientes: a. Clasificación de la cañería. b. Magnitud y frecuencia de la vibración. c. Cantidad de peso no soportado. d. Espesor actual de la pared de la cañería. e. Si el sistema puede o no puede ser mantenido

con fluido. f. Velocidad de corrosión. g. Servicio intermitente.

Tabla 6.1 Intervalos de Inspección Máximos Recomendados

Tipo de Circuito

Mediciones de Espesor

Visual Externa

Clase 1 5 años 5 años Clase 2 10 años 5 años Clase 3 10 años 10 años

Puntos de Inyección a

3 años Por Clase

Interfase suelo-aire b

------ Por Clase

Nota: Las mediciones de espesor se aplican a sistemas para los cuales se han establecido MEL en conformidad con el punto 5.5. a Ver el punto 5.3.1. Los intervalos de inspección para puntos de mezcla/inyección, potencialmente corrosivos también pueden ser establecidos por un análisis de Inspección Basado en Riesgo válido en conformidad con API RP 580. b Ver el punto 5.3.4. Tabla 6-2 – Alcance recomendado para la Inspección de CBA a continuación de la Inspección Visual.

Clase de Cañería

Cantidad Aproximada de Inspección de

Seguimiento con END o Retiro de

Aislación en áreas con Aislación Dañada

Cantidad Aproximada de

Inspección de CBA por E ND en Áreas

Sospechosas (5.3.3.2) en Sistemas de Cañerías dentro

de Gamas de Temperaturas Susceptibles (5.3.3.2e.f.h)

1 75% 50% 2 50% 33% 3 25% 10%



SECCION 7 – ANALISIS, EVALUACION Y REGISTRO DE DATOS DE INSPECCION

7.1 DETERMINACION DE LA VELOCIDAD DE CORROSION 7.1.1 Cálculos de la Vida Remanente La vida restante del sistema de cañerías será calculada a partir de la siguiente fórmula: Vida Restante (años) = treal - trequerida Velocidad de corrosión [pulgadas (mm) anual] Donde: treal = espesor real, en pulgadas (milímetros), medidos en el momento de la inspección para una localización dada o componente según lo detallado en el punto 5.6. trequerida = espesor requerido, en pulgadas (milímetros), en la misma localización o componente que la medición treal obtenida por las fórmulas del proyecto (Ej. presión y estructural) antes de agregar la tolerancia por corrosión y la tolerancia del fabricante. La velocidad de corrosión de largo plazo (LP) de circuitos de cañería será calculada a partir de la siguiente fórmula: Velocidad = tinicial - treal de Corrosión Tiempo (años) entre Tinicial y treal

(LP) La velocidad de corrosión de corto plazo (CP) de circuitos de cañería será calculada a partir de la siguiente fórmula: Velocidad = tanterior - treal de Corrosión Tiempo (años) entre Tanterior y treal(CP) Donde: tinicial = el espesor, en pulgadas (milímetros) en la misma localización que treal medida en la instalación inicial o en el comienzo de un nuevo ambiente de velocidad de corrosión, tanterior = el espesor, en pulgadas (milímetros), en la misma localización que la treal medida durante una o más inspecciones anteriores. Las fórmulas precedentes pueden ser aplicadas en una aproximación estadística para evaluar las velocidades de corrosión y los cálculos de la vida restante para el sistema de cañería. Se debe ser cuidadoso para garantizar que el tratamiento

estadístico de los resultados de los datos refleja la condición real de los variados componentes de cañería. El análisis estadístico que emplea mediciones de punto no es aplicable a sistemas de cañería con mecanismos de corrosión impredecibles localizados significativos. Las velocidades de corrosión de largo plazo y de corto plazo deben ser comparadas para ver cual resulta en la vida restante más corta como parte de la evaluación de los datos. El inspector autorizado, en consulta con un especialista en corrosión seleccionará la velocidad de corrosión que mejor refleja el proceso actual. (Vea el punto 6.3 para la determinación del intervalo de inspección). 7.1.2 Sistemas de Cañerías Recientemente

Instalados o Cambiados de Servicio. Para sistemas de cañerías y sistemas de cañerías nuevos para los cuales se están cambiando las condiciones de servicio, se empleará uno de los métodos siguientes para determinar la probable velocidad de corrosión a partir de la cual se puede estimar el espesor de pared restante en el momento de la siguiente inspección.

a. Se puede calcular una velocidad de corrosión para un circuito de cañerías a partir de los datos recogidos por el propietario o por el usuario en sistemas de cañerías de material similar en servicio comparable.

b. Si los datos para el mismo servicio o servicio similar no están disponibles, una velocidad de corrosión para el circuito de cañería puede ser estimada a partir de la experiencia del propietario o del usuario o a partir de datos publicados acerca de sistemas de cañerías en servicio comparable.

c. Si la velocidad de corrosión probable no puede ser determinada por cada método registrado en el ítem a o en el ítem b, se harán las determinaciones de medición de espesor iniciales después de no más de 3 meses de servicio utilizando mediciones de espesor no destructivas del sistema de cañería. Los dispositivos de control de corrosión, como las sondas de corrosión o cupones de corrosión pueden ser útiles para establecer la sincronización de estas mediciones de espesor. Se harán mediciones



subsiguientes después de los intervalos adecuados hasta que la velocidad de corrosión esté establecida.

7.1.3 Sistemas de Cañerías Existentes Las velocidades de corrosión serán calculadas sobre una base de corto plazo o de largo plazo. Si los cálculos indican que se ha supuesto una velocidad de corrosión inexacta, la velocidad a usar para el siguiente período será ajustada para que coincida con la velocidad real hallada. 7.2 DETERMINACION DE LA PRESION

DE TRABAJO MAXIMA PERMITIDA La presión de trabajo máxima permitida (PTMP) para el uso continuado de sistemas de cañerías se establecerá usando el código aplicable. Se puede realizar cálculos para materiales conocidos si se conoce todos los siguientes detalles esenciales para cumplir con los principios del código correspondiente:

a. Límites de temperatura superior y/o inferior para materiales específicos.

b. Calidad de los materiales y mano de obra.

c. Requisitos de inspección d. Reforzamiento de las aberturas e. Cualquier requisito de servicio cíclico.

Para materiales desconocidos, se puede hacer cálculos suponiendo la eficiencia de la unión y el material de calidad más baja en el código aplicable. Al recalcular la MPTP, el espesor de pared usado en estos cálculos será el espesor real según como lo determina la inspección (ver el punto 5.6 para la definición) menos dos veces la pérdida de corrosión estimada antes de la fecha de la siguiente inspección (ver el punto 6.3). Se dejará tolerancia para las otras cargas en conformidad con el código aplicable. Las tolerancias del código aplicable para variaciones de temperatura y de presión a partir del MPTPP están permitidas con tal de que se satisfaga la totalidad de los criterios de código asociados. La Tabla 7-1 contiene dos ejemplos de cálculos de MPTP que ilustran el uso del concepto de vida media de corrosión. 7.3 DETERMINACION DEL ESPESOR

PARA RETIRO El espesor de retiro de la pared de cañería mínimo requerido será igual o mayor que el espesor mínimo requerido como espesor de retiro y se basará en las consideraciones de presión, mecánicas y estructurales usando las fórmulas de

proyecto adecuadas y el esfuerzo límite del código. Se incluirá consideraciones de la corrosión general y localizada. Para servicios con consecuencias potenciales altas si llegara a ocurrir una falla, el ingeniero de cañerías considerará aumentar el espesor mínimo requerido por sobre el espesor mínimo calculado para estar prevenido en caso de cargas desconocidas o no anticipadas, pérdida de metal no descubierta o resistencia al abuso normal. En este caso, se usara el espesor de retiro en lugar del espesor requerido mínimo en el punto 7.1.1 para los cálculos de la vida restante. 7.3.2 EVALUACION DE LOS HALLAZGOS

DE LA INSPECCION Los componentes que contienen presión que se encuentran que tienen degradación que podría afectar su capacidad de transporte de carga (cargas de presión y otras cargas aplicables, Ej. viento, peso, etc., según API RP 579) serán evaluados para continuar en servicio. Se pueden utilizar técnicas de Aptitud para el Servicio, tal como aquellas documentadas en API RP 579 para esta evaluación. Las técnicas de aptitud para el servicio utilizadas deben ser aplicables a la degradación específica observada. Se pueden usar las siguientes técnicas según sea aplicable:

a) Para evaluar la pérdida de metal en exceso de la tolerancia de corrosión, se puede realizar una evaluación de aptitud para el servicio en conformidad con una de las siguientes secciones de API RP 579. Esta evaluación requiere el uso de una tolerancia de corrosión futura, la cual será establecida basándose en la Sección 7.1 de este código de inspección. 1. Evaluación de Pérdida de Metal General – API

RP 579, Sección 4. 2. Evaluación de Pérdida de Metal Local – API

RP 579, Sección 5. 3. Evaluación de Corrosión por Picadura – API

RP 579, Sección 6.

b) Para evaluar ampollas y laminaciones, se debe ejecutar una evaluación de aptitud para el servicio en conformidad con API RP 579, Sección 7. En algunos casos, esta evaluación requerirá el uso de una tolerancia de corrosión futura, la cual será establecida basándose en la Sección 7.1 de este código de inspección.

c) Para evaluar distorsiones de pared y desalineamiento de soldaduras, se debe ejecutar



una evaluación de aptitud para el servicio en conformidad con API RP 579, Sección 8.

d) Para evaluar defectos tipo grieta se debe ejecutar una evaluación de aptitud para el servicio en conformidad con API RP 579, Sección 9.

e) Para evaluar los efectos de daño por fuego, se debe ejecutar una evaluación de aptitud para el servicio en conformidad con API RP 579, Sección 11. 7.5 ANALISIS DE ESFUERZO EN LA

CAÑERIAS La cañería debe ser soportada y guiada de tal manera que (a) su peso sea llevado de manera segura, (b) que tenga suficiente flexibilidad para expansión térmica o contracción y (c) que no vibre excesivamente. La flexibilidad de la cañería es de creciente interés mientras más grande es el diámetro de la cañería y más grande es la diferencia entre las condiciones de temperatura ambiente y de funcionamiento. El análisis de esfuerzo de la cañería para evaluar la flexibilidad del sistema y la aptitud o conveniencia del apoyo no es realizado normalmente como parte de una inspección de cañería. Sin embargo, muchos sistemas de cañería existentes fueron analizados como parte de su diseño original o como parte de una reclasificación o modificación, y los resultados de estos análisis pueden ser útiles para desarrollar planes de inspección. Cuando se observa movimiento inesperado de un sistema de cañerías, tal como durante una inspección visual externa (ver el punto 5.4.3), el inspector debe analizar estas observaciones con el ingeniero de cañerías y evaluar la necesidad de dirigir un análisis de esfuerzo de la cañería. El análisis de esfuerzo de la cañería puede identificar los componentes más fuertemente sometidos a esfuerzo en un sistema de cañerías y pronosticar el movimiento térmico del sistema cuando es puesto en operación. Esta información puede ser usada para concentrar los esfuerzos de inspección en las localizaciones más proclives a daño por fatiga a partir de ciclos de expansión térmica (calentamiento y enfriamiento) y/o daño por fluencia en cañería de temperatura alta. La comparación de movimientos térmicos pronosticados con los movimientos observados puede ayudar a identificar la ocurrencia de condiciones de funcionamiento inesperados y el deterioro de guías y apoyos. Puede ser necesario consultar al ingeniero de cañerías para explicar las

desviaciones observadas a partir de las predicciones de análisis, en particular para sistemas complicados que involucran múltiples apoyos y guías entre los puntos extremos. El análisis de esfuerzo de la cañería además, puede ser empleado para ayudar a resolver problemas de vibración observados en la cañería. Las frecuencias naturales en las cuales un sistema de cañerías vibrará pueden ser pronosticadas mediante análisis. Los efectos de guiamiento adicional pueden ser evaluados para estimar su capacidad para controlar la vibración mediante el aumento de las frecuencias naturales del sistema más allá de la frecuencia de fuerzas excitantes tales como, velocidad rotacional de máquinaria. Es importante determinar que las guías agregadas para controlar la vibración no restringen adversamente la expansión térmica. 7.6 INFORME Y REGISTROS PARA

INSPECCION DE SISTEMA DE CAÑERIAS

Cualquiera aumento significativo en las velocidades de corrosión será informado al propietario o al usuario para que tome la acción adecuada. El propietario o el usuario mantendrán registros adecuados permanentes y progresivos de cada sistema de cañerías cubierto por API 570. Estos registros contendrán datos pertinentes tales como: servicio del sistema de cañería; clasificación; números de identificación; intervalos de inspección; y documentos necesarios para registrar el nombre del individuo quien ejecuta la prueba, la fecha, los tipos de prueba, los resultados de las mediciones de espesor y otras pruebas, inspecciones, reparaciones (temporales y permanentes), alteraciones o reclasificación. Se puede incluir la información de proyecto y los dibujos de la cañería. Además se debe incluir información acerca de actividades de mantenimiento y eventos que afectan a la integridad del sistema de cañería. La fecha y los resultados de las inspecciones externas requeridas serán registrados (Ver API RP 574 para orientación acerca de los registros de inspección para cañerías). Se debe tener en cuenta el uso de un sistema basado en computadora para guardar, calcular y analizar los datos, en vista del volumen de datos que serán generados como parte de un programa de puntos de prueba en las cañerías. Los programas computacionales son particularmente útiles para lo siguiente:

a. Guardar las lecturas de espesor reales.




b. Calcular velocidades de corrosión de corto y de largo plazo, fechas de retiro, MAWP e intervalos de reinspección basados en la comparación entre puntos de prueba.

c. Destacar aquellas áreas de altas velocidades de corrosión, circuitos vencidos para la inspección, circuitos cercanos al espesor de retiro y otra información.

d. Los requisitos de documentación para evaluación de aptitud para el servicio están descritos en API RP 579, Sección

2.8. Los requisitos de documentación específicos para el tipo de defecto que están siendo evaluados se entregan en la sección adecuada de API RP 579.

Se puede incluir además en el programa algoritmos para el análisis de los datos a partir de circuitos enteros. Se debe tener cuidado de asegurarse de que el tratamiento estadístico de los datos del circuito resulta en predicciones que reflejen de manera precisa la condición real del circuito de cañería.


TABLA 7-1 Dos Ejemplos del Cálculo de Presión de Trabajo Máxima Permitida (MAWP)

Ilustrando el Uso del Concepto de Vida Media de Corrosión.

Ejemplo 1: Presión y Temperatura del Proyecto…………. 500 psig @ 400°F (3447 KPa @ 204 ° C) Descripción de la cañería ……………………… NPS 16, peso estándar, A 106-B Diámetro exterior de cañería, D …………….. 16 pulg. (406mm) Esfuerzo límite ……………………… 20,000 psi (137,900kPa) Eficiencia de soldadura …………….. 1.0 Longitudinal, E Espesor determinado por la …………….. 0.32 pulg.(8.13mm) Inspección Velocidad de corrosión observada ……….. 0.01 pulg./año (0.254 mm/año). (ver 7.1.1) Siguiente inspección planificada ……. 5 años. Pérdida de corrosión estimada por fecha de la siguiente inspección …….. = 5x 0,01 =0.05 pulg.(5 X 0.254 = 1.27mm) MAWP ……………………….. = 2 S E t / D

En unidades U.S.

( ) ( ) ( )( ) psig55016

05.0232.00.1000,202=⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ ×−×××

En unidades SI

( ) ( ) ( ) ( )( ) kPa374740627.1213.80.1900,1372

=⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ ×−×××

Conclusión : Aceptada OK Ejemplo 2: Siguiente inspección planificada ………… 7 años. Pérdida de corrosión estimada por fecha de la siguiente inspección ………… = 7 X 0.01=0.07 pulg. (7 x 0.254 = 1.78mm) MAWP ……………………………. = 2 S E t / D En unidades US

( ) ( ) ( )( ) psig4501607.0232.00.1000,202

=⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ ×−×××

En unidades SI

( ) ( ) ( )( ) kPa310440678.1213.80.1900,1372

=⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ ×−×××

Conclusión: Debe reducir el intervalo de inspección o determinar que la presión de operación normal no excederá a este nuevo MAWP durante el séptimo año, o renovar la cañería antes del séptimo año. Notas: 1) psig= libras por pulgada cuadrada manométrica; psi= libras por pulgada cuadrada absolutas. 2) La fórmula para MAWP viene de ASME B31.3, Ecuación 3b, donde t = espesor corroído. 3) El t para la aplicación de estos cálculos esta definido como t = tmedido – 2 tperdido por corrosion (punto 7.2)



SECCION 8—REPARACIONES, ALTERACIONES Y RECLASIFICACION DE SISTEMAS DE CAÑERIAS.

8.1 REPARACIONES Y ALTERACIONES Se seguirán los principios de ASME B31.3 o el código de acuerdo al que se construyó el sistema de cañerías. 8.1.1 Autorización Toda la obra de alteración y de reparación debe ser realizada por una organización de reparación según se define en la Sección 3 y debe estar autorizada por el inspector con anterioridad a su comienzo. La autorización para la obra de alteración a un sistema de cañerías no puede ser dada sin previa consulta y aceptación del ingeniero de cañerías. El inspector designará cualquier pausa para inspección puntual requerido durante la secuencia de alteración o de reparación. El inspector puede dar autorización general previa para procedimientos y reparaciones de rutina o limitados con tal que el inspector esté satisfecho con la competencia de la organización de reparación. 8.1.2 Aceptación Todos los métodos propuestos de diseño, ejecución, materiales, procedimientos de soldadura, examen y pruebas deben ser aceptados por el inspector o por el ingeniero de cañerías, según lo que sea más adecuado. Se requiere la aceptación de soldadura en servicio de parte del dueño o el usuario. Las reparaciones con soldadura de grietas que ocurrieron en servicio no deben ser intentadas sin previa consulta con el ingeniero de cañerías con el fin de identificar y de corregir la causa del agrietamiento. Ejemplos son grietas de las que se sospecha que son causadas por vibración, variación térmica, problemas de expansión térmica y agrietamiento ambiental. El inspector aceptará toda la obra de modificación y reparación en los lugares designados y después de que las reparaciones y las alteraciones hallan sido llevadas a término satisfactoriamente en conformidad con los requisitos de API 570. 8.1.3 Reparaciones de Soldadura (Incluyendo

en Servicio) 8.1.3.1 Reparaciones Temporales Para reparaciones temporales, incluyendo en servicio, se puede aplicar una camisa partida soldada de circunvalación completa o una

envoltura tipo caja diseñada por el ingeniero de cañerías sobre el área corroída o dañada. Las grietas longitudinales no serán reparadas de esta manera a menos que el ingeniero de cañerías halla determinado que no se espera que las grietas se propaguen por debajo de la manga. En ciertos casos, el ingeniero de cañerías necesitará consultar a un analista de fracturas. Si el área de reparación está localizada (por ejemplo picaduras o agujeros tamaño alfiler) y la resistencia al punto de fluencia mínimo especificado (SMYS) de la cañería no es mayor de 40.000 psig (275.800 kPa), se puede hacer una reparación temporal con soldadura de filete en un acoplamiento partido (camisa) diseñado adecuadamente o un parche tipo placa sobre el área picada. (Vea el punto 8.2.3 para consideraciones de diseño y el Apéndice C para un ejemplo). El material para la reparación será igual al metal base a menos que sea aceptado por el ingeniero de cañerías. Para fugas menores, las envolturas diseñadas adecuadamente pueden ser soldadas sobre la fuga mientras el sistema de cañería está en servicio, con tal de que el inspector esté satisfecho de que queda espesor adecuado en la vecindad de la soldadura y que el componente de cañería puede soportar soldadura sin la probabilidad de nuevo daño material como por ejemplo provenido de servicio cáustico. Las reparaciones temporales deben ser quitadas y reemplazadas por una reparación permanente conveniente en la siguiente oportunidad de mantenimiento disponible. Las reparaciones temporales pueden quedar en el lugar por un período de tiempo más largo solamente si están aceptadas y documentadas por el ingeniero de cañerías. 8.1.3.2 Reparaciones Permanentes Las reparaciones a defectos hallados en componentes de cañerías se pueden ejecutar realizando una ranura en la soldadura que quite completamente el defecto y luego rellenar la ranura con metal de soldadura depositado en conformidad con el punto 8.2. Las áreas corroídas pueden ser restauradas con depósitos de metal de soldadura, en conformidad con el punto 8.2. Las irregularidades de la superficie y contaminación serán quitadas antes de la soldadura. Se aplicarán métodos de END adecuados después del término de la soldadura.



Si es factible sacar fuera de servicio el sistema de cañerías, el área defectuosa puede ser quitada cortando una sección cilíndrica y reemplazándola con un componente de cañería que cumpla con el código aplicable. Se pueden usar parches insertos (parches parejos) para reparar áreas corroídas o dañadas si se cumplen los requisitos siguientes:

a. Se provee soldaduras de ranura de penetración completa.

b. Para sistemas de cañerías Clase 1 y Clase 2 las soldaduras serán 100 % radiografiadas o probadas con ultrasonido usando procedimientos de END que estén aceptados por el inspector.

c. Los parches pueden ser de cualquier forma, pero tendrán ángulos redondeados [1 pulgada (25mm) de radio mínimo].

8.1.4 Reparaciones sin Soldadura (en servicio) Las reparaciones temporales de secciones adelgazadas localmente o con defectos lineales circunferenciales pueden ser ejecutadas en servicio instalando una abrazadera empernada fabricada y diseñada adecuadamente. El diseño incluirá control de cargas de empuje axiales si el componente de cañería que está siendo afianzado con abrazadera, es (o puede llegar a ser) insuficiente para controlar el empuje de presión. El efecto de las fuerzas de abrazadera (trituración) sobre el componente también se tendrá en cuenta. Durante ciclos de parada u otras oportunidades adecuadas, dispositivos de disipación y cierre de fugas temporales, incluyendo válvulas serán quitados y se seguirán las acciones adecuadas para restaurar la integridad original del sistema de cañerías. El inspector y/o el ingeniero de cañerías estarán comprometidos en la determinación de procedimientos y métodos de reparación. Los procedimientos que incluyen fluidos de cierre de fuga (“inyectado”) para cañerías de proceso deben ser examinados para su aceptación por parte del inspector o el ingeniero de cañerías. La revisión debe tomar en cuenta la compatibilidad del sellante con el material de fuga; la presión del fluido inyectado sobre la abrazadera (especialmente cuando se está reinyectando); el riesgo de que el sellante afecte a los medidores de flujo corriente abajo, a las válvulas de alivio o maquinaria; el riesgo de fuga subsiguiente en las roscas de pernos provocando corrosión o agrietamiento de corrosión por esfuerzo de los

pernos; y el número de veces que el área de cierre es reinyectada. 8.2 SOLDADURA DE DERIVACION EN

CALIENTE Toda la soldadura de alteración y de reparación será ejecutada en conformidad con los principios de ASME B31.3 o el código al cual se construyó el sistema de cañerías. Cualquiera soldadura dirigida sobre componentes de cañerías en operación, debe ser ejecutada en conformidad con API Publ 2201. El inspector usará como mínimo la “Lista de Comprobación para la Derivación en Caliente Sugerida” contenida en la publicación API 2201 para derivación en caliente ejecutada en componentes de cañerías. 8.2.1 Procedimientos, Calificaciones y Registros La organización de reparación usará soldadores y procedimientos de soldadura calificados de acuerdo a ASME B31.3 o el código con el cual se construyó la cañería. La organización de reparación mantendrá registros de procedimientos de soldadura y calificaciones de desempeño del soldador. Estos registros estarán disponibles para el inspector con anterioridad al inicio de la soldadura. 8.2.2 Precalentamiento y Tratamiento Térmico

Posterior a la Soldadura (TTPS). 8.2.2.1 Precalentamiento La temperatura de precalentamiento utilizada para ejecutar reparaciones de soldadura estará en conformidad con el código aplicable y el procedimiento de soldadura calificado. Las excepciones para reparaciones temporales deben ser aceptadas por el ingeniero de cañerías. El precalentamiento, a no menos de 300°F (150°C) puede ser considerado como una alternativa al tratamiento térmico posterior a la soldadura (TTPS) para alteraciones o reparaciones de sistemas de cañería inicialmente tratados con calor posterior a la soldadura como un requisito del código (ver la nota). Esto se aplica a cañerías construidas de los aceros P-1 registrados en ASME B31.3. Los aceros P-3, con la excepción de aceros Mn-Mo también pueden recibir la alternativa de precalentamiento mínimo de 300°F (150°C) cuando la temperatura de funcionamiento del sistema de cañerías es bastante alta para entregar dureza razonable y cuando no existe peligro identificable asociado a la prueba de presión, parada y puesta en marcha. El inspector debe determinar que se mantenga y que se mida la



temperatura de precalentamiento mínima. Después de la soldadura, la unión debe ser cubierta inmediatamente con aislación para frenar la velocidad de enfriamiento. Nota: El precalentamiento no puede ser considerado como una alternativa a la prevención de agrietamiento ambiental. Los sistemas de cañería construidos de otros aceros que inicialmente requieren TTPS normalmente son tratados con calor posterior a la soldadura si se realizan alteraciones o reparaciones que involucran soldadura retenedora de presión. El uso de la alternativa de precalentamiento requiere consulta con el ingeniero de cañerías quien debe considerar el potencial por agrietamiento ambiental y ver si el procedimiento de soldadura entregará dureza adecuada. Ejemplos de situaciones donde esta alternativa podría tenerse en cuenta incluyen a las soldaduras de cierre, formación de metal con soldadura en áreas delgadas y broches de apoyo con soldadura. 8.2.2.2 Tratamiento Térmico Posterior a la

Soldadura. (TTPS) El TTPS de alteraciones o reparaciones de sistema de cañería debe ser realizada utilizando los requisitos aplicables de ASME B31.3 o el código con el cual se construyó la cañería. Vea el punto 8.2.2.1 para un procedimiento de precalentamiento alternativo para algunos requisitos de TTPS. Las excepciones para reparaciones temporales deben ser aceptadas por el ingeniero de cañerías. El TTPS localizado puede ser sustituido por una banda de calentamiento de 360 grados sobre reparaciones locales en todos los materiales, con tal de que se apliquen las siguientes precauciones y requisitos:

a. Se examina la aplicación y el ingeniero de cañerías desarrolla un procedimiento.

b. Al evaluar la conveniencia de un procedimiento, se tendrá en cuenta los factores aplicables, tal como el espesor del metal base, gradientes térmicos, propiedades del material, cambios que resultan del TTPS, la necesidad de soldaduras de penetración completa y exámenes de superficie y volumétricos después del TTPS. De modo adicional, las distorsiones y deformaciones locales y generales que resultan del calentamiento de un área local

restringida de la pared de la cañería se tomaran en cuenta al desarrollar y evaluar los procedimientos de TTPS.

c. Al soldar, se mantiene un precalentamiento de 300°F (150°C) o superior según lo especificado por los procedimientos de soldadura específicos.

d. La temperatura requerida de TTPS será mantenida en una distancia de no menos a dos veces el espesor del metal base medida desde la soldadura. La temperatura de TTPS será controlada por un número conveniente de termocuplas (un mínimo de dos) en base al tamaño y la forma del área que está siendo tratada con calor.

e. Además se aplicará calor controlado a cualquiera conexión en derivación u otro aditamento dentro del área de TTPS.

f. Se ejecuta el TTPS para complacencia con el código y no para resistencia al agrietamiento ambiental.

8.2.3 Diseño. Las uniones a tope serán soldaduras de ranura con penetración completa. Los componentes de cañería serán reemplazados cuando exista probabilidad de que la reparación sea inadecuada. Las conexiones y los reemplazos nuevos serán proyectados y fabricados conforme a los principios del código aplicable. El diseño de envolturas y reparaciones temporales será aceptado por el ingeniero de cañerías. Se pueden instalar conexiones nuevas en sistemas de cañería con tal de que el diseño, localización y método de unión complazca los principios del código aplicable. Los parches soldados con filete requieren consideraciones de diseño especiales, especialmente los que se relacionan con grietas por corrosión y eficiencia de la unión soldada. Los parches soldados con filete serán diseñados por el ingeniero de cañerías. Se puede aplicar un parche a las superficies externas de la cañería con tal de que sea conforme al punto 8.1.3 y que cumpla cada uno de los requisitos siguientes: a). El parche propuesto entrega resistencia de diseño equivalente a una abertura reforzada diseñada conforme al código aplicable. b). El parche propuesto está diseñado para absorber deformación de membrana de la pieza en una manera que esta en conformidad con los principios del código aplicable, si se cumplen los criterios siguientes:



1. El esfuerzo límite de membrana no es excedido en la pieza de cañería o en el parche.

2. El estiramiento en el parche no resulta en tensiones de la soldadura de filete que exceden los esfuerzos límite para dichas soldaduras.

3. Un parche sobrepuesto tendrá ángulos redondeados (vea el Apéndice C).

8.2.4 Materiales Los materiales usados en realizar reparaciones o alteraciones serán de una calidad soldable conocida, complacerán al código aplicable y serán compatibles con el material original. Para requisitos de verificación del material, vea el punto 5.8. 8.2.5 Examen No Destructivo La aceptación de una alteración o de una reparación soldada incluirá END en conformidad con el código aplicable y la especificación del propietario o del usuario a menos que esté detallado de otra manera en API 570. 8.2.6 Prueba de Presión Después de que la soldadura es terminada, se ejecutará una prueba de presión en conformidad con el punto 5.7 si es factible y si el inspector lo juzga necesario. Normalmente se requiere pruebas de presión después de alteraciones y reparaciones importantes. Cuando una prueba de presión no es necesaria o practicable, se utilizarán END en lugar de una prueba de presión. Se puede hacer substitución por los procedimientos de END adecuados por una prueba de presión después de una reparación o alteración solamente después de consultar al inspector y al ingeniero de cañerías. Cuando no es posible realizar una prueba de presión en una soldadura de cierre final que une una sección de reemplazo o nueva de cañería a un sistema existente, se cumplirá con todos los siguientes requisitos:

a. La cañería de reemplazo o nueva es probada por presión y es examinada en conformidad con el código aplicable que rige el diseño del sistema de cañería, o si no es factible, las soldaduras son examinadas con END adecuados según lo detallado por el inspector de cañerías autorizado.

b. La soldadura de cierre es una soldadura a tope de penetración completa entre cualquiera cañería o componente de cañería normal de igual diámetro y espesor, alineada axialmente (no rebajada con bisel) y de materiales

equivalentes. Alternativas aceptables son: (1) flanges corredizos para casos de diseño hasta la Clase 150 y 500°F (260°C) y (2) flanges soldados de zócalo o uniones soldadas de zócalo para medidas NPS-2 o menos y casos de diseño hasta la Clase 150 y 500°F(260°C). Se utilizará un espaciador diseñado para soldadura de zócalo o algunos otros medios para establecer un espacio mínimo de 1/16 pulg.(1.6mm). Las soldaduras de zócalo serán según ASME B31.3 y tendrán un mínimo de dos pasadas.

c. Cualquiera soldadura a tope de cierre final será de calidad radiográfica 100 %; o se puede usar detección de defecto ultrasónica angular, con tal de que se hallan establecido los criterios de aceptación adecuados.

d. Se ejecutará PM o TP en el cordón de raíz y la soldadura terminada para soldaduras a tope y sobre la soldadura terminada para soldaduras de filete.

El propietario o el usuario definirán los examinadores de UT calificados por la industria para soldaduras de cierre que no han sido probadas a presión y para reparaciones de soldadura identificadas por el ingeniero de cañerías o por el inspector autorizado. El requisito para el uso de examinadores de UT calificados por la industria se hace efectivo dos años después de la publicación en este código o agregado. 8.3 RECLASIFICACION La reclasificación de sistemas de cañerías cambiando la clasificación de temperatura o la máxima presión de trabajo (MAWP) se puede hacer solamente después de que se hayan cumplido todos los siguientes requisitos:

a. El ingeniero de cañerías o el inspector realiza cálculos.

b. Todas las reclasificaciones serán establecidas en conformidad con los requisitos del código con el cual se construyó el sistema de cañerías o por cálculo usando los métodos adecuados en la última edición del código aplicable.

c. Registros de inspección actuales verifican que el sistema de cañería es satisfactorio para las condiciones de servicio propuestas y que se entrega la tolerancia de corrosión adecuada.



d. Los sistemas de cañerías reclasificados serán probados para fuga en conformidad al código con el cual se construyó el sistema de cañería o la última edición del código aplicable para las nuevas condiciones de servicio, a menos que registros documentados indiquen que se realizó una prueba de fuga anterior a más que o igual a la presión de prueba para la condición nueva. Un aumento en la temperatura de clasificación que no afecta al esfuerzo de tracción límite, no requiere una prueba de fuga.

e. Se revisa el sistema de cañería para afirmar que los mecanismos de alivio de presión requeridos están presentes, están ajustados a la presión adecuada y tienen la capacidad adecuada a presión fija.

f. La reclasificación del sistema de cañerías es aceptable para el inspector o para el ingeniero de cañerías.

g. Todos los componentes de cañería en el sistema (tal como válvulas, flanges, pernos, empaquetaduras, rellenos y juntas de expansión) son adecuados para la nueva combinación de temperatura y de presión.

h. La flexibilidad de la cañería es adecuada para los cambios de temperatura proyectados.

i. Los registros de construcción adecuados están actualizados.

j. Una disminución en la temperatura de funcionamiento mínima está justificada por los resultados de la prueba de impacto, si lo exige el código aplicable.



SECCION 9 – INSPECCION DE TUBERIA ENTERRADA La inspección de cañerías de proceso enterradas (no regulada por el Departamento de Transporte) es diferente de otra inspección de cañerías de proceso debido a que el deterioro externo significativo puede ser causado por condiciones corrosivas del suelo. Puesto que la inspección es demorada por la inaccesibilidad de las áreas afectadas de la cañería, la inspección de cañería enterrada se trata en una sección separada de API 570. Referencias importantes, no mandatorias para inspección de cañería bajo tierra son los siguientes documentos de NACE: RP-0169, RP-0274, y RP-0275; y la Sección 11 de API RP 651. 9.1 TIPOS Y METODOS DE INSPECCION 9.1.1 Vigilancia Visual Sobre Nivel Las indicaciones de fugas en cañerías enterradas pueden incluir un cambio en el contorno de la superficie del suelo, decoloración del suelo, ablandamiento del asfalto de pavimento, formación de charcos, lodazales de agua burbujeante o de olor notorio. El reconocimiento de la ruta de cañerías enterrada es un procedimiento para identificar áreas con problema. 9.1.2 Medición de Potencial de Intervalo Cerrado La medición de potencial de intervalo cerrado ejecutada al nivel del suelo sobre la cañería enterrada puede ser usada para localizar puntos de corrosión activos sobre la superficie de la cañería. Se pueden formar celdas de corrosión sobre cañería revestida y desnuda en donde el acero desnudo tiene contacto con el suelo. Puesto que el potencial en el área de corrosión será mediblemente diferente de un área adyacente sobre la cañería, la localización de la actividad de corrosión puede ser determinada por esta técnica de medición. 9.1.3 Reconocimiento de Discontinuidad en el

Revestimiento de Cañerías. El reconocimiento de discontinuidad del revestimiento de cañería se puede usar para localizar defectos del revestimiento sobre cañerías revestidas enterradas y se puede utilizar sobre sistemas de cañerías construidas recientemente para garantizar que el revestimiento está intacto y libre de discontinuidades. Más frecuentemente se usa para evaluar la capacidad de servicio del revestimiento para cañerías enterradas que han

estado en servicio por un período de tiempo prolongado. A partir de los datos de la inspección, se puede determinar la eficacia del revestimiento y la velocidad de deterioro del revestimiento. Esta información se usa tanto para pronosticar actividad de corrosión en un área específica y para pronosticar reemplazo del revestimiento para control de la corrosión. 9.1.4 Resistividad del Suelo La corrosión de cañerías revestidas deficientemente o desnudas frecuentemente es provocada por una mezcla de suelos diferentes en contacto con la superficie de la cañería. La corrosividad de los suelos puede ser determinada mediante una medición de la resistividad del suelo. Los niveles más bajos de resistividad son relativamente más corrosivos que los niveles más altos, especialmente en áreas donde la cañería está expuesta a cambios significativos en la resistividad del suelo. Las mediciones de resistividad del suelo deben ser realizadas usando el método Wenner de Cuatro Puntas en conformidad con ASTM G57. En casos de cañerías paralelas o en áreas de cañerías intersectantes, puede ser necesario usar el método de Punta Único para medir de manera exacta la resistividad del suelo. Para medir muestras de resistividad del suelo desde agujeros perforados o excavaciones, una caja de suelo sirve como un medio conveniente para obtener resultados exactos. Se tendrá en cuenta la profundidad de la cañería al seleccionar el método a utilizar y la localización de las muestras. La prueba y la evaluación de resultados deben ser realizadas por personal entrenado y experimentado en pruebas de resistividad del suelo. 9.1.5 Control de la Protección Catódica La cañería enterrada protegida catódicamente debe ser controlada regularmente para garantizar niveles de protección adecuados. El control debe incluir medición periódica y análisis de potenciales entre cañería y suelo realizados por personal entrenado y experimentado en operación de sistemas de protección catódica. Se requiere control más frecuente de componentes de protección catódica críticos, tales como rectificadores de corriente impuesta, para garantizar funcionamiento fiable del sistema.



Consulte NACE RP-0169 y la Sección 11 de API RP 651 para orientación aplicable en la inspección y mantenimiento de sistemas de protección catódica para cañerías enterradas. 9.1.6 Métodos de Inspección Existen disponibles varios métodos de inspección. Algunos métodos pueden indicar la condición externa o de pared de la cañería, en tanto que otros métodos indican solamente la condición interna. Ejemplos son los siguientes:

a. Pasada del cerdo inteligente. Este método implica el movimiento de un mecanismo (cerdo) por la cañería ya sea mientras está en servicio o después de que ha sido retirada del servicio. Existen disponibles varios tipos de mecanismos los cuales emplean diferentes métodos de inspección. La línea que será evaluada debe estar liberada de restricciones que puedan provocar que el mecanismo quede atorado dentro de la línea. Normalmente se requieren curvas de radio cinco veces el diámetro puesto que en los codos (eles) de cañería normales de 90 grados no puede pasar un cerdo. La línea además debe tener instalaciones para lanzamiento y recuperación de los cerdos.

b. Cámaras de vídeo. Existen disponibles cámaras de televisión las cuales pueden ser insertadas dentro de la cañería. Estas cámaras pueden entregar información de inspección visual acerca de la condición interna de la línea.

c. Excavación. En muchos casos, el único método de inspección disponible que puede ser practicado es descubrir de tierra la cañería a fin de inspeccionar visualmente la condición externa de la cañería y para evaluar su condición interna y espesor usando los métodos analizados en el punto 5.4.2. Se debe actuar habitualmente con cautela al remover suelo desde encima y alrededor de la cañería para impedir dañar la línea o el revestimiento de la línea. Las últimas pocas pulgadas (mm) de suelo deben ser retiradas manualmente para evitar esta posibilidad. Si la excavación es suficientemente profunda, los lados de la zanja deben ser orillados adecuadamente para impedir su colapso, en conformidad con las regulaciones de OSHA, en el caso en que corresponda.

Si el revestimiento o la envoltura está deteriorado o dañado debe ser quitado en esa área para inspeccionar la condición del metal subyacente.

9.2 FRECUENCIA Y ALCANCE DE LA

INSPECCION 9.2.1 Vigilancia Visual por Sobre el Nivel El propietario o el usuario deben, a intervalos de aproximadamente 6 meses, reconocer las condiciones de superficie sobre y adyacentes a cada pasada de cañería (ver el punto 9.1.1). 9.2.2 Reconocimiento de Potencial “Cañería a

Suelo” Es posible usar un reconocimiento de potencial de intervalo cerrado sobre una línea protegida catódicamente para verificar que la cañería enterrada tiene un potencial protector por toda su longitud. Para cañerías revestidas deficientemente donde los potenciales de protección catódica son inconsistentes, se puede dirigir el reconocimiento o medición a intervalos de 5 años para verificación del control de corrosión continuado. Para cañería sin protección catódica o en áreas donde han ocurrido fugas debidas a corrosión externa, se puede dirigir un reconocimiento de potencial de cañería a suelo a lo largo de la ruta de la cañería. La cañería debe ser excavada en sitios donde las celdas de corrosión activas han sido localizadas para determinar el alcance del daño por corrosión. Se puede requerir un perfil de potencial continuo o un reconocimiento de intervalo cerrado para localizar celdas de corrosión activas. 9.2.3 Inspección de Discontinuidades del

Revestimiento de la cañería La frecuencia de los reconocimientos de discontinuidad del revestimiento de la cañería normalmente se basa en indicaciones de que otras formas de control de corrosión son ineficaces. Por ejemplo, sobre una cañería revestida donde existe pérdida gradual de potenciales de protección catódica o acontece una fuga de corrosión externa en un defecto de revestimiento, se puede utilizar un reconocimiento de discontinuidad de revestimiento de cañería para evaluar el revestimiento. 9.2.4 Corrosividad del Suelo Para cañerías enterradas en longitudes mayores que 100 pies (30 m) y que no está protegida catódicamente, se debe practicar evaluaciones de corrosividad del suelo a intervalos de 5 años. Se



pueden usar las mediciones de resistividad del suelo para clasificación relativa de la corrosividad del suelo (ver el punto 9.1.4). Los factores adicionales que pueden justificar la consideración, son cambios en la química del suelo y análisis de la resistencia de polarización del suelo y la interfase de la cañería. 9.2.5 Protección Catódica Si la cañería está protegida catódicamente se debe controlar el sistema a intervalos en conformidad con la Sección 10 de NACE RP-0169 o la Sección 11 de API RP 651. 9.2.6 Intervalos de Inspección Externa e

Interna Si se espera corrosión interna de cañerías enterradas como un producto de inspección sobre la porción sobre el nivel de la línea, los métodos y los intervalos de inspección para la porción enterrada deben ser ajustados de modo concordante. El inspector debe tener conocimiento de y tener en cuenta la posibilidad de corrosión interna acelerada en tramos muertos. La condición externa de cañería enterrada que no está protegida catódicamente debe ser determinada mediante pasada de cerdo que puede medir el espesor de pared o por excavación conforme a la frecuencia dada en la Tabla 9-1. La corrosión externa significativa detectada por la pasada del cerdo o por otros medios puede requerir excavación y evaluación aún si la cañería está protegida catódicamente. La cañería inspeccionada periódicamente por excavación será inspeccionada en longitudes de 6 pies a 8 pies (2.0 m a 2.5 m) en una o más localizaciones que se juzgue que son las más susceptibles a corrosión. La cañería excavada debe ser inspeccionada en su circunferencia completa para el tipo y alcance de la corrosión (picadura o general) y la condición del revestimiento. Si la inspección revela cañería corroída o revestimiento dañado, se excavará cañería adicional hasta que el alcance de la condición esté identificado. Si el espesor de pared medio se halla en o bajo el espesor de retiro, será reparada o reemplazada. Si la cañería está contenida dentro de una cañería a modo de camisa se debe inspeccionar la condición de la camisa para determinar si ha ingresado agua y/o tierra hacia dentro de la camisa. El inspector deberá verificar lo siguiente: (a) ambos extremos de la camisa se extienden más allá de la línea del suelo; (b) los extremos de la

camisa están sellados si la camisa no tiene desagüe autónomo; y (c) la cañería que transporta presión está revestida y envuelta adecuadamente. 9.2.7 Intervalos para Pruebas de Fugas Una alternativa o complemento para la inspección son las pruebas de fugas con líquido a una presión a lo menos 10 % mayor que la presión de funcionamiento máxima a intervalos de la ½ del tiempo que aparecen en la Tabla 9-1 para cañería no protegida catódicamente y a los mismos intervalos de tiempo que aparecen en la Tabla 9-1 para cañería catódicamente protegida. La prueba de fuga debe ser mantenida por un período de 8 horas. Cuatro horas después de la presurización inicial del sistema de cañería, se debe observar la presión y, si es necesario, represurizar a la presión de prueba original aislada de la fuente de presión (compresor o bomba). Si durante lo que resta del período de prueba la presión disminuye más del 5 %, la cañería debe ser inspeccionada visualmente por el exterior y/o inspeccionada internamente para encontrar la fuga y evaluar el alcance de la corrosión. Las mediciones de sonido pueden ayudar para localizar fugas durante la comprobación de fugas. La cañería enterrada también puede ser inspeccionada para comprobar su integridad utilizando métodos de prueba de presión o volumétricos corregidos por temperatura.

Tabla 9-1 Frecuencia de Inspección para Cañería enterrada

sin protección catódica eficaz Resistividad del suelo

(Ohm-cm) Intervalo de Inspección

(Años) < 2.000 5

2.000 a 10.000 10 > 10.000 15

Otros métodos de prueba de fugas alternativos involucran inspección con emisión acústica y la adición de un fluido rastreador a la línea presurizada (tal como hexafluoruro de azufre o helio). Si el rastreador es agregado al fluido de servicio, el propietario o el usuario confirmarán la conveniencia para el proceso y producto. 9.3 REPARACIONES A SISTEMAS DE

TUBERIA ENTERRADOS 9.3.1 Reparaciones a Revestimientos



Cualquier revestimiento removido para inspección será renovado e inspeccionado de manera adecuada. Para reparaciones de revestimiento, el inspector debe asegurarse de que el revestimiento cumple con los siguientes criterios:

a. Tiene suficiente adhesión a la cañería para impedir migración de humedad sub-pelicular.

b. Es suficientemente dúctil para resistir agrietamiento.

c. No tiene intersticios ni espacios en el revestimiento (discontinuidades).

d. Tiene resistencia suficiente para soportar daño debido a manipulación y esfuerzo del suelo.

e. Puede soportar cualquiera protección catódica complementaria.

Además, las reparaciones del revestimiento pueden ser probadas usando un detector de discontinuidades de alta tensión (Holliday). El voltaje del detector será regulado al valor adecuado para el material del revestimiento y espesor. Cualquier discontinuidad hallada será reparada y vueltas a probar. 9.3.2 Reparaciones con Abrazaderas Si las fugas de cañería son evitadas con abrazaderas y vueltas a enterrar, la localización de la abrazadera será registrada en el informe de inspección y puede ser marcada sobre la superficie. Tanto el marcador como el informe anotarán la fecha de la instalación y la localización de la abrazadera. Todas las abrazaderas serán consideradas temporales. La cañería debe ser reparada permanentemente a la primera oportunidad. 9.3.3 Reparaciones Soldadas Las reparaciones soldadas se harán en conformidad con el punto 8.2. 9.4 INFORMES Se debe mantener sistemas de informes para cañería enterrada en conformidad con el punto 7.6. Además, se mantendrá un informe de la localización y fecha de instalación de abrazaderas temporales.



APENDICE A – CERTIFICACION DEL INSPECTOR

A.1 Examen Un examen escrito para certificar inspectores dentro del alcance de API 570, Código de Inspección de Cañería, Inspección, Reparación, Alteración y Reclasificación de Sistemas de Cañerías en Servicios, será administrado por API o por una tercera parte designada por el API. El examen se basará en el cuerpo de conocimiento de API vigente tal como es publicado por API. A.2 Certificación A.2.1 Un certificado de inspector de cañerías autorizado de API 570 será emitido cuando un postulante halla pasado con éxito el examen de certificación de API y complazca los criterios para experiencia y educación. La experiencia y educación de él o de ella, al ser combinados, serán iguales a por lo menos uno de los siguientes: a. Un grado de Bachiller en Ciencia, en

Ingeniería o en tecnología más un año de experiencia en supervisión de actividades de inspección o desempeño de actividades de inspección según como está descrito en API 570.

b. Un certificado o un grado de dos años en ingeniería o en tecnología, más dos años de experiencia en proyectos, construcción, reparación, inspección u operación de sistemas de cañerías de los cuales en el año debe estar en supervisión de actividades de inspección o desempeño de actividades de inspección según como se describe en API 570.

c. Un diploma de escuela secundaria o equivalente más tres años de experiencia en proyectos, construcción, reparación, inspección u operación de sistemas de cañería, de los cuales un año debe ser en supervisión de actividades de inspección o desempeño de actividades de inspección según está descrito en API 570.

d. Un mínimo de cinco años de experiencia en proyectos, construcción, reparación, inspección u operación de sistema de cañería de los cuales un año debe estar en supervisión de actividades de inspección

o desempeño de actividades de inspección según está descrito en API 570.

A.2.2 Un certificado de inspector de cañería autorizado de API es válido por tres años desde su fecha de emisión. A.2.3 Una certificación de inspector de API será válida en todas las jurisdicciones y cualquiera otra localización que acepte o que por otra parte no prohíba el uso de API 570. A.3 Agencia de Certificación El Instituto Americano del Petróleo será la agencia de certificación. A.4 Retroactividad Los requisitos de certificación de API 570 no serán retroactivos o interpretados como aplicándose antes de doce meses después de la fecha de publicación de esta edición o agregado al API 570. Los requisitos de recertificación de API 570 pto A.5.2 no serán retroactivos o interpretados como aplicándose antes de tres años después de la fecha de publicación de esta edición o agregado a API 570. A.5 Recertificación A.5.1 Se requiere recertificación tres años a partir de la fecha de emisión del certificado de inspector de cañería autorizado de API 570. Se exigirá recertificación mediante examen escrito para inspectores de cañería autorizados quienes no han estado comprometidos activamente como inspectores de cañería autorizados dentro del período de certificación más reciente de tres años y para inspectores de cañería autorizados quienes no han pasado anteriormente el examen. Los exámenes serán conforme a todos los antecedentes contenidos en API 570. A.5.2 “Activamente comprometido como un inspector de cañería autorizado” será definido como un mínimo de 20% del tiempo gastado en desempeñar actividades de inspección o actividades de inspección de supervisión según como está descrito en la API 570 sobre el período de certificación de tres años más reciente.



Nota: Las actividades de inspección comunes a otros documentos de inspección de API (NDE, mantención de registro, análisis, de documentos de soldadura, etc.) pueden ser consideradas aquí. A.5.3 Una vez por cada otro período de recertificación, (cada seis años) los inspectores comprometidos activamente como un inspector de cañerías autorizado demostrarán conocimiento de revisiones a API 570 que fueron instituidas durante los seis años anteriores. Este requisito será efectivo seis años a partir de la fecha de certificación inicial del inspector. Los inspectores quienes no han estado comprometidos activamente como un inspector de cañerías autorizado dentro del período de certificación de tres años más reciente recertificarán según se exige en el punto A.5.1.



APENDICE B – CONSULTAS TECNICAS B.1 Introducción API considerará las solicitudes escritas para interpretaciones de API 570. El equipo humano de API hará tales interpretaciones por escrito después de consulta, si es necesario, con los funcionarios del comité adecuados y la membresía del comité. El comité de API responsable de mantener API 570 se reúne regularmente para considerar las solicitudes escritas para interpretaciones y revisiones y para desarrollar nuevos criterios según lo va dictando el desarrollo tecnológico. Las actividades del comité en este aspecto están limitadas estrictamente a interpretaciones de la última edición de API 570 o a la consideración de las revisiones a API 570 sobre la base de los nuevos datos o tecnología. Como política, API no acepta, certifica, clasifica o endosa ítem alguno, construcción, dispositivo de marca o sujeto a derecho de propiedad intelectual, o actividad; y correspondientemente, las consultas que requieran tal consideración serán devueltas. Además, API no actúa como consultor acerca de problemas de ingeniería específicos o sobre la comprensión general o aplicación de las reglas. Si, con base en la información de la consulta presentada, es la opinión del comité que el consultante debe buscar asistencia de ingeniería o técnica, la consulta será devuelta con la recomendación de obtener dicha asistencia. Todas las consultas que no entreguen la información que se necesita para plena comprensión serán devueltas. B.2 Formato de la Consulta Las consultas se limitarán estrictamente a solicitudes para interpretación de la última edición de API 570 o a la consideración de revisiones a API 570 sobre la base de nueva tecnología o información. Las consultas serán presentadas en el siguiente formato:

a. Alcance—La consulta involucrará un tema único o temas estrechamente relacionados. Una carta de consulta con respecto a temas no relacionados será devuelta.

b. Fondo—La carta de consulta establecerá el propósito de la consulta el cual será obtener una interpretación de API 570 o proponer la consideración de una

revisión a API 570. La carta entregará concisamente la información que se necesita para una comprensión plena de la consulta (con bosquejos, según sea necesario) e incluirá referencias a la edición, revisión, párrafos, figuras y tablas aplicables.

c. Consulta—La consulta será expresada en un formato de pregunta condensado y preciso, omitiendo la información de fondo superflua y en el caso adecuado, compuesta de tal manera que “sí” o “no” (quizás con cláusulas condicionales) sería una réplica conveniente. Esta expresión de la consulta debe ser técnicamente y editorialmente correcta. El consultante declarará que es lo que el o ella cree que API 570 exige. Si en la opinión de quien hace la consulta se necesita una revisión de API 570, el consultante entregará la formulación recomendada.

Presente la consulta escrita a máquina: sin embargo, se considerarán las consultas manuscritas de manera legible. Incluya el nombre y la dirección de correos de quien hace la consulta. Presente la propuesta a la dirección siguiente: director of the Standards Department, American Petroleum Institute, 1220 L Street, N.W.,Washington D.C. 20005, [email protected].


mailto:[email protected]


APENDICE C – EJEMPLOS DE REPARACIONES

C.1 Reparaciones Se puede usar soldadura manual utilizando los procesos de arco metal gas o arco metal protegido. Cuando la temperatura es inferior a 50°F (10°C) se usará electrodos de bajo hidrógeno, AWS E-XX16 o E-XX18 para los materiales de soldadura que satisfacen a ASTM A-53, Calidades A y B; A-106, Calidades A y B; A-333; A-334; API 5L; y otros materiales similares. Además, estos electrodos deberán ser usados en grados inferiores de material cuando la temperatura del material es inferior a 32°F (0°C). El ingeniero de cañerías debe ser consultado para casos que involucran a materiales diferentes. Cuando se usan electrodos AWS E-XX16 o E-XX18 en soldaduras ubicadas como 2 y 3 (vea la figura C-1), los cordones serán depositados partiendo desde la parte inferior del montaje y soldando hacia arriba (ascendente). El diámetro de estos electrodos no deberá exceder a 5/32” (4.0mm). Los electrodos más grandes que 5/32” (4.0mm) pueden ser usados en soldadura de ubicación 1 (vea la Figura C-1), pero el diámetro no debe superar a 3/16” (4.8mm). Las soldaduras longitudinales (ubicación 1, Figura C-1) en la camisa de refuerzo serán equipadas con una cinta adecuada o una tira de respaldo de acero

dúctil (vea la nota) para evitar fundir la soldadura con la pared lateral de la cañería. Nota: Si la cañería original junto a la soldadura de ubicación 1 ha sido revisado completamente mediante métodos de ultrasonido y es de suficiente espesor para soldar, no es necesaria una tira de respaldo. Todos los procedimientos de soldadura y de reparación para líneas en flujo deben satisfacer el API Publicación 2201. C.2 Parches de Reparación Pequeños El diámetro de los electrodos no debe superar a 5/32” (4.0mm). Cuando la temperatura del material base es inferior a 32°F (0°C) se usarán electrodos de bajo hidrógeno. Se deberá evitar el entrelazado con puntos de soldadura depositados con electrodos de bajo hidrógeno. Todos los procedimientos de soldadura y de reparación para líneas en flujo deben satisfacer a la Publicación API 2201. Más adelante se muestra ejemplos de parches pequeños de reparación en la Figura C-2.



(Material de empaquetadura adecuado)

Figura C-1 – Camisa para Reparación de Cierre Completo

(La medida del parche no debe ser superior a ½ diámetro de la cañería. Se debe usar una camisa de cierre completo si el área corroída excede a ½ diámetro.)



1” (25 mm) de radio mínimo

Figura C-2 – Parches Pequeños de Reparación



Confiabilidad Instalaciones-Magallanes-E&P

CHECKLIST PARA INSPECCION EXTERNA PARA TUBERIA DE PROCESO

(Baterías y Centrales de Producción, Unidades DAU, Plantas y Refinerías)

Código de Inspección para Cañerías API 570 (incluido adendum Agosto 2003) Fecha de la Inspección

Instalación Inspeccionada Inspector que realizo la inspección

Responsable de la instalación Ítems Condición Observada

a) Fugas: 1.- Proceso 2.- Emanaciones de Vapor 3.- Abrazaderas Existentes b) Desalineamiento: 1.- Movimiento restringido/ Desalineamiento de la

cañería

2.-Desalineamiento de la junta de expansión. c) Vibración 1.- Peso colgado excesivo 2.- Apoyo inadecuado 3.- Delgadez, reducciones bruscas, mezcla de cañería 4.- Conexiones roscadas (sueltas, con pérdidas) 5.- Apoyos sueltos que provocan desgaste del material d) Apoyos: 1.- Zapatas sin apoyos 2.- Pernos rotos o torcidos 3.- Superficie inferior fuera de lugar (de apoyo) 4.- Abrazaderas rotas o torcidas 5.- Puntales sueltos 6.- Rodillos o placas corridas 7.- Condición de desbalance en contra 8.- Corrosión del Apoyo e) Corrosión: 1.- En puntos de apoyo empernados bajo abrazaderas 2.- Deterioro de la pintura / falta de aislamiento 3.- Deterioro en la interfase suelo-aire 3.- Deterioro en la interfase de la aislación 4.- Crecimiento biológico (pasto,etc) f) Aislación: 1.- Penetraciones /daños 2.- Falta de aislación / bandas 3.- Deterioro del sello 4.- Encorvamiento /abultamiento 5.- Franjas rotas o faltantes


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