API 570 en Espanol

SERVICIOS DE INTEGRIDAD MECÁNICA, S.A. DE C.V.

Código de inspección de tuberías

Inspección, reparación, alteración y revaloración de sistemas de tuberías en servicio.

API 570Segunda edición, Octubre 1998.Adición 1, Febrero 2000Adición 2, Diciembre 2001

CURSO DE API 1104 PARA SUPERVISORES. PARTE API 570 HOJA 1 DE 55 .


NOTAS ESPECIALES

Las publicaciones de API (instituto americano del petróleo) necesariamente manejan problemas de una naturaleza general. Con respecto a circunstancias particulares como reglas, leyes locales, estatales o federales deben ser revisadas.

El API no se responsabiliza de reunir los deberes o tareas de los contratantes, manufacturadotes, o abastecedores para prevenir y propiamente instruir y equipar a sus empleados, y los expuestos, con respecto a salud y riesgos de seguridad y precauciones, tampoco se responsabiliza de sus obligaciones bajo leyes locales, estatales o federales.

La información con respecto a la seguridad y los riesgos de salud y precauciones apropiadas con respecto a las condiciones y materiales particulares debe ser proporcionada por los contratantes, manufacturadotes o abastecedores de aquel material, o por la hoja de datos de seguridad del material.

Nada contenido en alguna publicación del API será interpretado como correcto, por implicación o de otra manera, para la manufactura, venta, o uso de algún método, aparato o producto cubierto por patente de letras. Tampoco lo contenido en la publicación debe entenderse como asegurar a alguien en contra de la obligación para el infringimiento de patente de letras.

Generalmente, los estándares del API son checados y revisados, reafirmados, o retractados al menos cada cinco años. Algunas veces a una extensión de tiempo de más de dos años será agregado a este ciclo de revisión. La publicación no será mas larga, en efecto, cinco años después de su fecha de publicación como un estándar operativo del API o donde una extensión ha sido formal, sobre republicación. el nivel de la publicación puede ser confirmada por el departamento de autorización del API (teléfono (202) 682-8000). el catálogo de materiales y publicaciones API es publicado anualmente y renovado trimestralmente por el API, calle l 1220, n. w., Washington, D.C. 20005.

Este documento esta elaborado bajo procedimientos API de estandarización que aseguran la notificación apropiada, participación en el proceso de desarrollo y se designan como una norma API. Las preguntas con respecto a la interpretación del contenido de esta norma o comentarios y preguntas con respecto a los procedimientos bajo los que esta norma fue desarrollada deben ser dirigidas por escrito al director del departamento de estándares del Instituto Americano del Petróleo, calle l 1220, n. w., Washington, .c. 20005. La solicitud para el permiso de reproducir o traducir todo o cualquier parte del material publicado.

Los estándares de API se publican para facilitar la disponibilidad extensa de ingeniería probada y legitima y practica de operación. Este estándar honesta planeado para hacer obvia la necesidad de aplicar el criterio de ingeniería con respecto a cuando y donde deben ser utilizados estos estándares. La formulación y la publicación de estándares API no están planeadas para impedir el uso de cualquier otra práctica.

Cualquier marca fabricante de equipos o materiales de conformidad con los requerimientos marcados de un estándar de API son únicamente responsables de cumplir todos los requisitos aplicables de ese estándar. API no representa, garantiza que tales productos se ajustan al estándar API aplicable.



PROLOGO

Es la intención de API mantener esta publicación al día. Todos los propietarios y operadores de sistemas de tubería están invitados a reportar sus experiencias que pueden sugerir la necesidad de revisar o ampliar las prácticas puestas en API 570.

Esta edición de API 570 remplaza todas las ediciones anteriores de API 570, código de inspección de tubería: inspección, reparación, alteración y revaloración de sistemas de tubería en servicio. Cada edición, revisión, o las adiciones para este estándar de API pueden ser usadas empezando con la fecha de emisión mostrada sobre la página de portada de esa edición, revisión o adición. Cada edición, revisión o adición para este estándar de API se pone en vigencia seis meses después de su publicación para equipo que es revalorado, reconstruido, trasladado, reparado, modificado, inspeccionado y evaluado por este estándar. Durante el tiempo de seis meses entre la fecha de emisión de la edición, revisión o adiciones y la fecha de vigencia, el usuario especificara a que edición, revisión o adición los equipos son revalorados, reconstruidos, trasladados, reparados, modificados, inspeccionados y evaluados.

Las publicaciones de API pueden ser usadas por cualquier persona que lo desee hacer. Cada esfuerzo ha sido echo por el instituto para garantizar la exactitud y la confiabilidad de los datos contenidos en ellas. Sin embargo el instituto no representa, garantía o garantiza en relación con esta publicación y por la presente expresamente niega cualquier obligación o responsabilidad por perdida o daño que resultara de su uso o por la violación de cualquier regla federal, estatal o municipal con la que esta publicación podría estar en desacuerdo.

Las revisiones sugeridas, son invitadas y deben ser dirigidas al director del departamento de estándares del Instituto Americano del Petróleo, calle L 1220, N. W., Washington, D.C. 20005.



COTENIDO

1 ALCANCE 1.1 aplicaciones generales1.2 aplicaciones especificas 1.3 fitness-for-service

2 REFERENCIAS

3 DEFINICIONES

4 PROPIETARIO/USUARIO ORAGANIZACION DE INSPECCION4.1 General4.2 Inspector API autorizado de API calificación y certificación 4.3 Responsabilidades

5 INSPECCION Y PRÁCTICAS DE PRUEBAS5.1 Inspección basada en riesgo5.2 Preparación5.3 Inspección para tipos específicos de corrosión y agrietamiento5.4 Tipos de inspección y vigilancia5.5 Localización de mediciones de espesores5.6 Técnicas para medición de espesores5.7 Pruebas de presión para sistemas de tubería5.8 Verificación y traceabilidad de material 5.9 Inspección de válvulas5.10 Inspección de soldadura en servicio

5.11 Inspección de juntas bridadas

6 FRECUENCIA Y EXTENCION DE LA INSPECCION6.1 General 6.2 Clases de servicio de tubería6.3 Intervalos de inspección6.4 Extensión de inspección visual externa y CUI6.5 Extensión de inspección de medición de espesores6.6 Extensión de inspección de tubería de diámetro pequeño, Auxiliar y conexiones roscadas.

7 EVALUACION DE DATOS DE INSPECCION, ANALISIS Y REPORTES7.1 Determinación de velocidad de corrosión 7.2 Determinación de la Máxima presión de operación permisible 7.3 Determinación del espesor de retiro7.4 Evaluación de los resultados de la inspección 7.5 Análisis de esfuerzos en tubería7.6 Reportes y registros de la inspección de sistemas de tubería

8 REPARACION ALTERACION Y REVALORACION DE SISTEMAS DE TUBERIA8.1 Reparación y alteración8.2 Soldadura y hot tapping8.3 Revaloración

9 INSPECCION DE TUBERIA ENTERRADA9.1 Tipos y métodos de inspección9.2 frecuencia y extensión de la inspección



9.3 Reparación de sistemas enterrados9.4 Reportes

APENDICE “A” CERTIFICACION DE INSPECTORES

APENDICE “B” CONSULTAS TECNICAS

APENDICE “C” EJEMPLO DE REPARACION

APENDICE “D” CHECKLIST PARA INSPECCION EXTERNA PARA TUBERIA DE PROCESO

CODIGO DE INSPECCION DE TUBERIA- INSEPCCION, REPARACION, ALTERACION, Y REVALORACION DE SISTEMAS DE TUBERIA EN SERVICIO

1 ALCANCE

1.1 APLICACIÓN GENERAL 1.1.1 Cobertura

API 570 cubre la inspección, reparación, alteración revaloración y procedimientos de sistemas de tubería metálica que están en servicio.

1.1.2 Propósito

API 570 fue desarrollado para refinerías de petróleo e industrias de proceso químico pero puede ser usado, cuando sea práctico para cualquier sistema de tuberías. Este esta destinado para el uso de organizaciones que mantienen o tienen acceso a una agencia autorizada de inspección, una organización de reparación, ingenieros de tubería, técnicos calificados, inspectores, y examinadores, todos estos están definidos en la sección 3.

1.1.3 limitaciones API 570 no debe ser usado para sustituir los requerimientos gubernamentales originales de construcción para sistemas de tubería, antes de que se pongan en servicio; tampoco debe este se usado en conflicto con algún requerimiento regulatorio predominante.

1.2 APLICACIONES ESPECIFICAS

1.2.1 Servicios de fluidos incluidos

Excepto a los estipulados en 1.2.2, API 570 es aplicable a sistemas de tubería para fluidos de proceso, hidrocarburos y los servicios de fluidos inflamables o tóxicos similares a los siguientes:

a. Crudo, intermedio y los productos finales de petróleo.b. Crudo intermedio y los productos químicos terminados. c. Líneas de catalizadord. Hidrogeno, gas natural, gas combustible e. Aguas amargas y el flujo de residuos peligrosos que estén sobre el comienzo de los límites

definidos por regulaciones jurisdiccionales.f. Los químicos peligrosos sobre el comienzo de los límites definidos por regulaciones

jurisdiccionales.



1.2.2 sistemas de tubería opcionales y excluidos

El fluido de servicio y las clases de sistemas de tuberías listados abajo son excluidos de los requerimientos específicos de API 570 pero pueden ser incluidos opcionalmente por los propietarios o usuarios.

A. fluidos de servicio que son excluidos o que puedes ser incluidos opcionalmente son:1. servicio de fluidos peligrosos debajo de los limites definidos por regulaciones jurisdiccionales.2. el agua (incluyendo sistemas de protección contra el fuego), vapor, vapor condensado, agua de

transmisión de calderas y los servicios de fluidos categoría “D” como lo define ASME B31.3B. las clases de sistemas de tubería que se excluyen o pueden ser opcionales son los siguiente: 1. sistemas de tubería sobre estructuras móviles cubiertas por reglas jurisdiccionales, incluyendo

sistemas de tuberías en camiones, embarcaciones, barcazas y otros equipos móviles.2. sistemas de tubería que son una parte esencial o componente de rotación o corresponden a

mecanismos mecánicos, como bombas, compresores, turbinas, generadores, motores y cilindros neumáticos o hidráulicos donde las principales consideraciones de diseño y/o los esfuerzos son derivados de los requisitos funcionales del dispositivo.

3. la tubería interna o tubería de disparos de calentadores y calderas, incluyendo tubos, cabezales, codos de retorno, pasos externos, y recolectores.

4. recipientes de presión, calentadores, hornos, intercambiadores de calor y otro manejo de fluido o quipo de procesamiento incluyendo tubería interna y las conexiones para tubería externa.

5. la plomería, las alcantarillas sanitarias, las alcantarillas de desecho de proceso y las alcantarillas fluviales.

6. tubería o tubing con un diámetro externo menor de ½ “7. tubería no metálica y polimérica o tuberías de vidrio

1.3 FITNESS-FOR-SERVICE

Este código de inspección reconoce fitness-for-service concepto para evaluación de degradación en servicio para componentes sometidos a presión. API RP 579 proporciona los requisitos generales y procedimientos de evaluación detallada para tipos específicos de degradación que son mencionados en este código.

SECCION 2 – REFERENCIAS

Las ediciones mas recientes de los siguientes códigos, normas, y especificaciones son citadas en este código.

API

510 Código para inspección de recipientes sometidos a presión

Publ 2201 Procedimientos de soldadura o hot tapping en equipos contenedor de flamables.

RP 574 Inspección de componentes de sistemas de tubería

RP 578 Programa de verificación de material para sistemas de tubería nuevos y existentes.

RP 579 Fitness-for-service

RP 651 protección catódica para tanques de almacenamiento de petroleo sobre la tierra.



RP 750 administración de los peligros de proceso

Std 598 pruebas e inspección para válvulas

Guía para inspección de equipo de refinerías Capitulo II (este documento será remplazado por API RP 571 Condiciones causantes del

deterioro y fallas, actualmente en desarrollo)

API 570 Examen y conocimientos para certificación de inspectores conocimientos.

ASME

B31.3 tubería de proceso

B31.G manual para la determinación de resistencia remanente y corrosión de tubería de línea

Código de recipientes y calderas sometidas a presiónSección VIII, división 1 y 2; sección IX

ASNT

SNT-TC-1A Calificación y certificación de personal en pruebas no destructivas.

CP-189 Norma para calificación y certificaron de personal para pruebas no destructivas.

ASTM

G57 Método para la medición de resistividad de la tierra en campo utilizando el método “Wenner Tour-electrode”

NACE

RP 0169 Control para la corrosión externa sobre sistemas de tubería metálicos subterráneos o sumergidos.

RP 0170 Protección de aceros austenicos inoxidables para el agrietamiento por esfuerzo de corrosión en medios amargos por paro de equipos de refinerías.

RP 0274 Inspección “hig-votage elctrical”para capas de tubería de línea antes de la instalación.

RP0275 Aplicación de capa orgánica para la superficie externa de tubería de acero de servicio subterráneo.

NFPA

704 Identificación de los peligros de incendio de materiales.



SECCION 3- DEFINICIONES

Para los propósitos de este código las siguientes definiciones son las aplicables.

3.1 alteración: es un cambio físico en algún componente que tiene implicaciones de diseño afectando la presión conteniendo la capacidad o flexibilidad de un sistema de tuberías más allá del alcance de su diseño. Las siguientes no son consideradas alteraciones : el reemplazo duplicado o comparable, la adición de alguna conexión de ramal reforzado igual o menos que la medida de las conexiones de ramales existentes, y la adición de conexiones de ramales sin que requiera refuerzo.

3.2 código aplicable: es el código, sección del código, u otra práctica o estándar de ingeniería generalmente aceptado y reconocido hecho para el sistema de tuberías el cual es considerado por el propietario o usuario o el ingeniero de tuberías el más apropiado para la situación

3.3 ASME B31.3: es una forma corta del ASME B31.3, tubería de proceso publicada por la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos. ASME B13.3 fue escrita para el diseño y construcción de los sistemas de tuberías. Sin embargo, la mayoría de los requerimientos técnicos en el diseño, soldadura, examinacion, y materiales también pueden ser aplicados en la inspección, revaloración, reparación, y alteración de sistemas de tuberías operantes. Cuando el ASME B31.3 no puede ser seguido por su nuevo cubrimiento de construcción (tal como especificaciones del material nuevo o revisado, requerimientos de inspección, ciertos tratamientos de calentamiento, y pruebas de presión), el ingeniero de tuberías o inspector deberá ser guiado por el API 570 en lugar de la conformidad estricta al ASME B31.3. Como un ejemplo de intento, la frase “principios del ASME B31.3” ha sido empleada en el API 570, más que “de acuerdo con el ASME B31.3”

3.4 Una agencia de inspección autorizada: es definida como una de las siguientes:

a. La organización de inspección de la jurisdicción en la cual el sistema de tuberías es usado.b. La organización de inspección de una compañía de seguros que tiene licencia o esta registrada

para escribir el seguro para los sistemas de tuberías.c. Un propietario o usuario de los sistemas de tuberías quien mantiene una organización de

inspección para las actividades relacionando sólo a su equipo y no para los sistemas de tuberías para venta o reventa.

d. Una organización de inspección independiente empleada por o bajo contrato del propietario o usuario de los sistemas de tuberías que son usados sólo por el usuario y no para venta o reventa.

e. Una organización de inspección independiente con licencia o reconocida por la jurisdicción la cual usa y emplea el sistema de tuberías o bajo contrato del propietario o usuario.

3.5 Un inspector de tuberías autorizado: es un empleado de una agencia de inspección autorizada quien esta calificado para ejecutar las funciones especificadas en el API 570. Un examinador de pruebas no destructiva (NDE) no es requerido para ser un inspector de tuberías autorizado. Cada vez que el término inspector sea usado en el API 570, se refiere a un inspector de tuberías autorizado.

3.6 La tubería auxiliar: es una tubería de instrumento y maquinaria, típicamente tubería de proceso secundario de diámetro pequeño que pueden ser aislados desde los sistemas de tubería primarios. Ejemplos incluyen líneas a ras, líneas de aceite de sello, líneas analizadoras, líneas de balance, líneas de gas de tope, drenajes y respiraderos.



3.7 válvulas check criticas: válvulas que se han identificado como vitales para la seguridad del proceso y debe operar fiablemente para evitar el potencial de de eventos peligrosos o las consecuencias son sustanciales si una fuga ocurre.

3.8 CUI: corrosión bajo aislamiento, incluyendo agrietamiento por esfuerzo de corrosión bajo aislamiento.

3.9 zonas de flujo estancado: son componentes de un sistema de tubería que normalmente no tiene fluidez significante. Ejemplos: ramales, líneas con válvulas cerradas normalmente, líneas con un final con brida ciega, tubería de desviación de válvula de control estancado, tubería de bomba de repuesto, las bridas de nivel, tuberías de cabezal de salida y admisión de válvulas de relieve, líneas de desviación de guarnición de bomba, respiratorios de punto alto, puntos de muestra, drenajes, grifos de purga y conexiones instrumentadas.

3.10 Defecto: es una imperfección de un tipo o magnitud que excede los criterios aceptables.

3.11 La temperatura de diseño de un componente del sistema de tubería: es la temperatura a la cual, bajo la presión coincidente, el espesor mas grande o el rango mas alta de componente es requerido. Es el igual a la temperatura de diseño definida en ASME B31.3 y otras secciones del código y esta sujeto a las mismas reglas relacionadas a permisiones de variaciones de presión o temperatura o ambas. Componentes diferentes en el mismo circuito o sistema de tubería podría tener diferente temperaturas de diseño. En el establecimiento de temperaturas de diseño, se debe considerar la temperatura de fluido de proceso, temperaturas de ambiente, temperaturas media de enfriamiento, calentamiento y aislamiento.

3.12 Examinador: es una persona quien asiste al inspector ejecutando examinacion no destructiva específica (NDE) en los componentes de sistema de tuberías pero no evalúa los resultados de esas examinaciones de acuerdo con API 570, a menos que sea específicamente entrenado y autorizado para hacerlo por el propietario o usuario. El examinador no necesita ser calificado de acuerdo con el API 570 o ser un empleado de el propietario o usuario pero será entrenado y calificado en los procedimientos aplicables en los cuales el examinador esta inmerso. En algunos casos, el examinador podría ser requerido para mantener otras certificaciones necesarias para satisfacer los requerimientos del usuario o propietario. Ejemplos de otra certificación. Ejemplos de otra certificación que podría ser requerida son la Sociedad Americana para pruebas no destructivas SNT-TC-1A o CP 189 o Certificación de inspector de soldadura de la sociedad americana de soldadura. El empleador del examinador mantendrá los registros de certificación de examinadores empleados incluyendo fechas y resultados de calificaciones de personal, y los hará accesibles al inspector.

3.13 hold point: es un punto en el proceso de alteración o reparación más allá del cual el trabajo no podría proceder hasta que la inspección requerida haya sido ejecutada y documentada.

3.14. Las imperfecciones: son defectos u otras discontinuidades notadas durante la inspección que podrían ser sujetas a los criterios de aceptación durante un análisis de inspección o ingeniería.14. Una indicación es una respuesta o evidencia resultante de la aplicación de una técnica de evaluación no destructiva.

3.16 Puntos de inyección: son localizaciones donde cantidades de materiales relativamente pequeñas son inyectadas en corrientes de proceso a química de control u otros variables procesos. Los puntos de inyección no incluye las localizaciones donde dos corrientes de proceso se unen (T de mezcla) ejemplos de puntos de inyección incluye cloro en reformadores, inyección de agua en sistemas superiores, inyección de polisulfuro en gas húmedo de ruptura catalítica, inyecciones anticelulares, inhibidores y neutralizantes.

3.17 En servicio: se refiere a los sistemas de tuberías que han sido puestos en operación, opuesto a nueva construcción con prioridad para ser colocada en servicio.



3.18 inspector: se refiere a un inspector de tuberías autorizado.

3.19 jurisdicción: es legalmente una administración de gobierno constituida que podría adoptar las reglas relacionadas con los sistemas de tuberías .

3.20 level bridle: es un nivel de equipo de tuberías de vidrio indicador de combustible, unido a un contenedor.

3.21 La presión de operación máxima permitida (MAWP): es la presión interna máxima permitida en el sistema de tubería para operación continuada en la condición más severa de presión y temperatura externa o interna coincidente (mínimo o máximo) esperado durante el servicio. Es igual a la definida en ASME B31.3 y otras secciones de código, y está sujeto a las mismas reglas relacionadas a permisiones de variaciones de presión o temperatura de ambos.

3.22 Tee mezcladora: es un componente de sistema de tuberías que combina dos corrientes de proceso de temperatura y/o composición diferente.

3.23 MT: es la abreviación de prueba de partícula magnética.

3.24 NDE: es una examinación no destructiva.

3.25 NPS: quiere decir el diámetro nominal de una tuberia (seguido, cuando sea apropiado, por en número designado de tamaño específico sin un símbolo de pulgada).

3.26 En funcionamiento (On-stream): se refiere a una tubería que contiene alguna cantidad de fluido de proceso.

3.27 Un propietario-usuario (owner-user): un propietario o usuario de sistemas de tubería quién ejercita el control sobre la operación, ingeniería, inspección, reparación, alteración, evaluación y revaloración de los sistemas de tuberías.

3.28 Un inspector del propietario-usuario (owner-user inspector): es un inspector autorizado empleado por otro propietario o usurario.

3.29 PT: es una forma corta para evaluación de líquidos penetrantes.

3.30 Tubo (pipe): se refiere a un cilindro sometido a presión usado para transportar un fluido o para transmitir una presión de fluido y es ordinariamente designado “tubo” (pipe) en especificaciones del material aplicable. (los materiales designados “tubo” (tube) o “tubería”(tubing) en las especificaciones son tratados como tubos referentes a servicio de presión).

3.31 Un circuito de tubería: es una sección de tubería que tiene todos los puntos expuestos en un ambiente de corrosividad similar y que es de condiciones de diseño y material de construcción similares. Sistemas de tuberías o unidades de proceso complejas son divididos en circuitos de tuberías para administrar los registros guardados, calculaciones e inspecciones necesarias. Cuando se establezca el límite de un circuito de tubería particular, el inspector podría también medirlo para proporcionar un paquete práctico para la conservación del registro y ejecución de la inspección de campo.

3.32 ingeniero de tuberías: deberá ser una o más personas de organizaciones aceptables al propietario o usuario quién es conocedor y experto en las disciplinas de ingeniería asociadas con evaluaciones mecánicas y características de material que afecta la integridad y confiabilidad de sistemas y componentes de tuberías. El ingeniero de tuberías, consultando a especialistas apropiados, debería ser recatado como un compuesto de todas las entidades necesarias para apropiadamente reconocer un requerimiento técnico.


API 570 A-3


3.33 sistema de tuberías: se refiere a un ensamble de tuberías interconectadas que esta sujeto al mismo juego o juegos de condiciones de diseño y es usado para transportar, distribuir, mezclar, separar, descargar, medir por contador, controlar o insertar flujos de fluido. El sistema de tubería también incluye elementos de soporte de tubo pero no incluye estructuras de soporte, tales como cimientos o esquemas estructurales.

3.34 Tubería de proceso primario (primary process piping): es la tubería de proceso en servicio activo normal que no puede estar fuera del dotamiento de válvulas o, si estuviera fuera del dotamiento de válvulas, significantemente afectaría la operabilidad de la unidad. La tubería de proceso primario normalmente incluye toda la tubería de proceso mayor que NPS 2.

3.35 PWHT: es la abreviación de tratamiento de calentamiento de post-soldadura.

3.36 renovación: es una actividad que descarta un componente existente y lo reemplaza con materiales nuevos o existentes de la misma o mejor calidad que el componente original.

3.37 reparación: es el trabajo necesario para restaurar un sistema de tubería en una condición adaptable para la operación con seguridad en las condiciones de diseño. Si algunos de los cambios de restauración resultan en un cambio de presión o temperatura de diseño, los requerimientos de revaloración también serán cubiertos. Alguna soldadura, corte o trituramiento en un componente de tubería sometido a presión específicamente no es considerado una alteración es considerada una reparación.

3.38 organización de reparación: se refiere a lo siguiente:

a) un propietario o usuario de sistemas de tubería que repare o altere su propio equipo de acuerdo con API 570

b) Un contratista que sus calificaciones sean aceptables para el propietario o usuario de sus sistemas de tubería y haga reparaciones o alteraciones de acuerdo con API 570

c) Alguien que este autorizado por, la jurisdicción y lo haga de acuerdo con API 570

3.39 Revaloración: es un cambio en la temperatura de diseño o la maxima presion de operación permisible en un sistema de tuberias en cualquiera o ambos.Una revaloración puede consistir en un incremento, o una disminución, o una combinación de las dos.

3.40 tubería de proceso secundario: tubería de diámetro pequeño (menor o igual a 2” de diámetro) es normalmente cerrado mediante válvulas.

3.41 tubería de diámetro pequeño: tubería menor o igual a 2” de diámetro.

3.42 interfase suelo-aire: es el área en el cual la corrosión externa puede ocurrir en tubería enterrada parcialmente. La zona de la corrosión dependerá de factores, tales como la humedad, el oxigeno contenido en el suelo, la temperatura de operación. Esta zona generalmente es considerada de 12 pulgadas (305 milímetros) a 6 pulgadas (150 milímetros) debajo de la superficie del suelo. 3.43 carrete: una sección de la tubería limitada bridas u otros accesorios conectados como uniones.

3.44 fragilización por temperatura: es definida como la pérdida de utilidad y la dureza en los aceros bajos como 1 ¼ CR y 2 ¼ CR debido a la exposición de una gran temperatura [700 o F a 1070 o F (370 oC a 575 o C )].



3.45. Reparaciones Temporales: son las reparaciones hechas a los sistemas de tubería en orden de restaurar la integridad suficiente para continuar con una operación segura hasta que las reparaciones permanentes puedan ser programas y llevadas a cabo en un periodo de tiempo aceptado por el inspector o el ingeniero en tuberías de línea.

3.46 punto de prueba: es el área definida por un círculo que no es mayor a dos pulgadas (50 mm) de diámetro y para la línea del diámetro hasta 10 pulgadas (254 mm) y no mayor a 3 pulgadas (76mm) para las líneas alargadas. Las lecturas de espesor puede ser promediadas en esta área. El punto de prueba puede ser una locación de medidas de espesor.

3.47 Las localizaciones de medición de espesores: son designadas en áreas de sistemas de tubería donde las inspecciones periódicas y las medidas de espesor son conducidas.

3.48 WFMT: se refiere a pruebas de partículas magnéticas fluorescentes húmedas.

3.49 material aleado: cualquier material metálico (incluyendo materiales de relleno de soldadura) que contienen aleación de elementos, como el cromo, el níquel o molibdeno, que son añadidos intencionalmente para reforzar las propiedades mecánicas o físicas y la resistencia a la corrosion.

3.50 programa de verificación material: un procedimiento de aseguramiento de la calidad usado para valorar materiales de aleación metálicos para verificar la aleación específica seleccionada por el propietario usuario. 3.51 prueba de identificación de material positivo: Cualquier evaluación física o prueba de un material para confirmar que el material que ha sido o se pondrá en servicio es consistente con el material de la aleación seleccionado o especificó designado por el owner/user. Estas evaluaciones o pruebas pueden proporcionar información cualitativa o cuantitativa que es suficiente para verificar la composición de la aleación nominal.

3.52 evaluación de fitness-for-service: Una metodología con que se evalúan las fallas y condiciones contenidas dentro de una estructura para determinar la integridad de la estructura para la continuidad del servicio.

3.53 examinador de UT con haz angular industria-calificada: Una persona que posee una calificación de haz angular UT de API o una calificación equivalente aprobada por el propietario usuario.

PARTE 4 - PROPIETARIO / USUARIO ORGANIZACIÓN DE INSPECCIÓN

4.1 general



Un propietario-usuario de sistemas de tubería debe el control del programa de inspección del

sistemas de tuberías, frecuencias de inspección, mantenimiento y es responsable par la función de un

organismo de inspección autorizado de conformidad con las previsiones de API 570 La organización de

inspección del propietario usuario también controlará actividades que se relacionan con la revaloración, la

reparación, y la alteración de sus sistemas de tubería.

4.2 Calificación y certificación del Inspector API

Los inspectores de tubería autorizados deben tener escolaridad y experiencia de conformidad con el

apéndice A de este código de inspección. Los inspectores de tubería autorizados serán calificados por el

Instituto Americano del Petróleo de conformidad con las condiciones del apéndice A. siempre que el

término inspector se use en este documento, se refiere a un inspector de tubería autorizado.

4.3 Responsabilidades

4.3.1 Propietario / usuario

Una organización propietario / usuario es responsable de desarrollar, documentar, implementar,

ejecutar, y evaluar los sistemas de inspección de tubería y procedimientos de inspección que cubrirán los

requisitos de este código de inspección.

Estos sistemas y procedimientos serán contenidos en un manual de inspección de aseguramiento de

calidad y deberán ser escritos y contener:

a. organización y estructura de los informes del personal de inspección.

b. documentar y mantener la inspección y los procedimientos de aseguramiento de calidad.

c. documentar e informar sobre la inspección y los resultados de la prueba.

d. la acción correctiva para la inspección y los resultados de prueba.

e. Auditoria interna para el acatamiento con el manual de inspección de aseguramiento de calidad.

f. evaluación y aprobación de dibujos, los cálculos de diseño. Y las especificaciones para las

reparaciones, las alteraciones, y revaloración.



g. asegurar que todos los requisitos jurisdiccionales para la inspección de tubería, reparaciones,

alteraciones y revaloraciones sean constantemente reunidos.

h. informar al inspector de tubería autorizado cualquier cambio de proceso que pueda afectar la integridad

de la tubería.

i. Entrenamiento para el personal de inspección con respecto al a las herramientas de inspección,

técnicas y conocimientos técnicos básicos.

j. Controles necesarios con el propósito de que solamente soldadores y procedimientos calificados son

usados para todas las reparaciones y alteraciones.

k. Controles necesarios para que en trabajos de pruebas no destructivas solamente se utilice personal y

procedimientos calificados.

l. Controles necesarios con el propósito de que solamente se utilicen materiales que se ajusten a la

sección aplicable de los códigos de ASME para las reparaciones y las alteraciones.

m. Controles necesario con el propósito de que toda medición de inspección y equipo de prueba tengan

un mantenimiento y calibración apropiada.

n. Controles necesarios con el propósito de que los trabajos de inspección del contrato o las

organizaciones de reparación cubren los mismos requisitos de inspección tal como la organización

propietario / usuario.

o. Los requisitos de auditoria interna para el control de calidad de los dispositivos de alivio de presión.

4.3.2 Ingeniero de tubería

El ingeniero de tubería es responsable ante el propietario / usuario para actividades que

involucran el diseño, la evaluación de ingeniería, el análisis, o la evaluación de sistemas de tubería

cubiertos por API 570.

4.3.3 la organización de reparación

La organización de la reparación debe ser responsable ante el propietario- usuario y proveerá los

materiales, el equipo, el control de calidad, y la habilidad necesaria para mantener y reparar los sistemas

de tubería de conformidad con los requisitos de API 570.

4.3.4 Inspector de tubería autorizado

Cuando están dirigiéndose inspecciones, reparaciones o alteraciones en sistemas de tubería, un

inspector API de tubería autorizado será el responsable ante el propietario usuario para determinar que

los requisitos de API 570 sobre inspección, los exámenes END y pruebas son cubiertos, y estará

directamente involucrado en las actividades de inspección. El inspector API - autorizado puede ser

ayudado a llevar a cabo las inspecciones visuales por otro personal apropiadamente entrenado y

calificado, que puede o no ser inspector de tubería certificado. El personal que llevará a cabo los



exámenes no destructivos deberá cumplir los requisitos identificados en 3.12, pero no es necesario que

sea inspector API autorizado. Sin embargo, todos resultados de examen deben ser evaluados y

aceptados por el inspector de tubería API - autorizado.

4.3.5 Otro personal

Personal de operación, mantenimiento, u otros que tienen conocimientos especiales o pericia

relacionada con los sistemas de tubería serán responsables de hacer al inspector o el ingeniero de

tuberías consciente de cualquier condición anormal que pueda desarrollarse y proporcionar otra ayuda,

cuando sea apropiado.

SECCION 5- INSPECCION Y PRÁCTICAS DE PRUEBAS

5.1 inspección basada en riesgo

Identificar y evaluar mecanismos de degradación potenciales son pasos importantes en la valoración de la probabilidad de falla en una tubería. Sin embargo, los ajustes para la estrategia de inspección y las tácticas para aclarar las consecuencias de falla, también deben ser considerados. Combinar la valoración de la probabilidad de fallo y la consecuencia de fallo son elementos esenciales de la inspección basada en riesgo (RBI).

Cuando el propietario usuario decide realizar una valoración de RBI debe incluir una evaluación sistemática tanto de la probabilidad de falla, como la consecuencia asociada con la falla. La valoración de la probabilidad debe estar basada en todas las formas de degradación que pueden afectar razonablemente cualquier circuito esperadas en cualquier tipo de servicio. Los ejemplos de esos mecanismos de degradación incluyen: perdida de material interno o externo de alguna forma identificada de corrosión (localizada o generalizada) todas las formas de agrietamiento incluso agrietamiento inducido por hidrogeno, “estress corrosión cracking” (de la parte interna o externa del la tubería) y cualquier otro forma metalúrgica, corrosión o degradación mecánica como la fatiga, embrittlement, termofluencia, etc… adicionalmente la efectividad de las practicas de inspección, herramientas, técnicas utilizadas para encontrar los mecanismos de degradación deben ser evaluadas. Esta evaluación de probabilidades de fallo deber ser repetida cada vez que se hagan cambios de equipo o proceso que pueden afectar porcentaje de degradación significativamente o causar la falla prematura de la tubería.

Otros factores que deben ser considerados en una evaluación de RBI son: adecuación de los materiales de construcción, diseño de los circuitos de tubería comparándolo con las condiciones de operación; la adecuación de los códigos de diseño y normas utilizadas; efectividad de los programas de monitoreo de corrosión y la calidad del mantenimiento e inspección de programas de garantía de calidad y seguridad. Los datos e información de fallas en equipos serán también una formación importante para esta evaluación. La evaluación de las consecuencias debe considerar los incidentes posibles que pueden ocurrir a causa del derramamiento de fluido incluyendo la explosión, fuego, la exposición toxica, el impacto ambiental y otros efectos de de salud relacionados con el fallo de una tubería.

Es esencial que todas las evaluaciones de RBI sean documentadas totalmente, evidentemente definiendo todos los factores que participan tanto en la probabilidad como en la consecuencia de una falla en tubería.

5.2 PREPARACION



Debido a los productos transportados en los sistemas de tubería. Las precauciones de seguridades son importantes cuando el sistema se inspecciona, particularmente si se abre para examinar superficies internas.

Los procedimientos para aislar sistemas de tubería, instalación de capas (encintado) y la evaluación del espesor debe ser una parte integra de las practicas de seguridad. Se tomaran precauciones de seguridad antes que cualquier sistema de tuberías sea abierto y cuando algunos tipos de inspección externa sean llevados acabo. En general la sección de tubería que sea abierta debe aislarse de todas las fuentes liquidas dañinas, gases o vapores y debe purgarse para retirar todo aceite, vapores, gases toxico e inflamables Antes de empezar la inspección, el personal de inspección debe obtener el permiso para trabajar en las inmediaciones del personal operativo responsable del sistema de tubería.El equipo de seguridad debe ser usado cuando las reglas o el propietario/usuario lo requieran.El equipo de evaluación no destructivo usado para la inspección esta sujeto a los requerimientos de seguridad de de las instalaciones para el equipo eléctrico.En general el inspector debe familiarizarse con los resultados de la inspección y reparación de los sistemas de tubería de los que son responsables. En particular, ellos deben revisar el historial de los sistemas antes de realizar alguna de las inspecciones requeridas por el API 570. (Ver sección 8 de API 574 para las prácticas recomendadas suplementarias). Una visión general de las tipos de deterioro y los modos de fallo experimentado por equipos contenedores de presión es proporcionada en API 579 RP, apéndice G.

5.3 INSPECCIÓN PARA TIPOS ESPECÍFICOS DE CORROSIÓN Y AGRIETAMIENTO

Nota: Para información completa y más detallada, ver práctica recomendada API IRE capitulo II.

Cada propietario-usuario debe proveer atención específica a la necesidad de inspección para los sistemas de tuberías que son susceptibles a los siguientes tipos específicos y áreas de deterioración:a. Puntos de inyecciónb. Zonas de flujo estancadoc. Corrosión bajo aislamiento (CUI)d. Interfase suelo-airee. Servicio específico y corrosión localizada.f. Erosión y corrosión/erosióng. Agrietamiento debido al medio especificoh. Corrosión entre los revestimientos y depósitos.i. Agrietamiento por fatigaj. Agrietamiento por termofluenciak. Fractura frágill. Daño por congelamiento

Otras áreas de interés son notadas en la práctica recomendada del API IRE capitulo II y sección 6 de API RP 574.

5.3.1 Puntos de inyección

Los puntos de inyección a veces son sujetos a corrosión localizada ó acelerada mas allá de las condiciones de operación normal o anormal. Estos que pueden ser tratados como circuitos de inspección separados, y estas áreas necesitan ser inspeccionadas detalladamente en un programa regular. Cuando se diseñe un circuito de punto de inyección para los propósitos de inspección, el límite recomendado aguas arriba del punto de inyección es un mínimo de 12” o tres veces el diámetros de la tubería aguas arriba del punto de inyección, cualquiera que sea mayor. El limite recomendado de



corriente abajo (downstream) del circuito de punto de inyección es el segundo cambio en la dirección del flujo mas allá del punto de inyección o 25 pies (7.6 metros) mas allá del primer cambio en la dirección del flujo, cualquiera que sea menor. En algunos casos, puede ser más apropiado extender este circuito a la próxima pieza del equipo de presión, como se muestra en la figura 1-5

La selección de los puntos de medición de espesor (TML´s) dentro de los circuitos de punto de inyección sujeto a corrosión localizada debe estar de acuerdo con los siguientes lineamientos:

a. Establecer TML´s en accesorios apropiados dentro del circuito de punto de inyección.b. Establecer TML´s en la pared del ducto localizados en área donde se espera el choque con la pared

del ducto del fluido inyectado.c. TML´s como localizaciones intermediarias a lo largo de las tuberías de línea rectas más largas sin el

circuito de punto de inyección que pueda ser requerido.d. Establecer TML´s en ambos límites aguas abajo y aguas arriba del circuito de punto de inyección.

Los métodos preferidos de inspección de puntos de inyección son radiografía y/o ultrasonido, apropiados para establecer el mínimo de espesor en cada TML. Medición de espesores con ultrasonido en forma de retícula o exploración puede ser usada, sólo si las temperaturas son apropiadas

Para algunas aplicaciones, es benéfico remover los carretes de tuberías para facilitar una inspección visual de la superficie interior. Sin embargo, la medición de espesores aún será requerida para determinar el espesor remanente.

Durante inspecciones programadas periódicamente, la inspección más intensa debe ser aplicada a un área comenzando a 12 pulgadas (305 milímetros) aguas arriba de la boquilla (nozzle) de inyección y continuando por al menos diez diámetros del la tubería aguas abajo del punto de inyección. Adicionalmente, la medición y el registro del todos los espesores en todos TML´s dentro del circuito del punto de inyección.

5.3.2 ZONAS DE FLUJO ESTANCADO

El rango de corrosión en las zonas de flujo estancado puede variar significativamente de las tuberías activas adyacentes. El inspector debe monitorear el espesor de pared en zonas de flujo estancado seleccionados, incluyendo ambos el corte final estancado y en la línea activa. En sistemas de tuberías calientes, el área del punto alto puede ser corroída debido a corrientes de convección que se establecen en la zona de flujo estancado. Se debe considerar retirar zonas de flujo estancado que no sirvan al propósito del proceso.

5.3.3 Corrosión bajo aislamiento

La inspección externa de sistemas de tuberías aisladas debe incluir una revisión de la integridad del sistema de aislamiento para las condiciones que pudieran guiar a la corrosión bajo aislamiento (CUI) y búsqueda de CUI en proceso. Las fuentes de humedad pueden incluir lluvia, fuga de agua, condensación y sistemas de diluvio (deluge). Las formas más comunes de CUI son corrosión localizada de aceros al carbono; agrietamiento de corrosión por esfuerzo (estress corrosion cracking) de cloruro de aceros inoxidables austeníticos. Esta sección provee los lineamientos para identificar el potencial de las áreas CUI por inspeccionar. La extensión de un programa de inspección de CUI puede variar dependiendo del clima local – localidades marinas, calidas pueden requerir un programa muy activo; mientras que localidades en mediocontinente, mas secas y más frescas no necesitan un programa extenso.



5.3.3.1 Sistemas de tuberías de línea aislados susceptibles a CUI

Ciertas áreas y tipos de sistemas de tuberías son potencialmente más susceptibles a CUI, incluyendo los siguientes:a. Áreas expuestas a sobre rociamiento de nieblab. Áreas expuestas a salidas de vaporc. Áreas expuestas a sistemas de diluvio (deluge)d. Áreas sujetas a derrame de proceso, ingreso de humedad, o vapores ácidos.e. Sistemas de tuberías de acero al carbono, incluyendo aquellas aisladas para protección del personal,

operando entre 25°F y 250°F (-4°C y 120°C). CUI es particularmente agresivo donde las temperaturas de operación causan condensación y re-evaporación continua o frecuente de humedad atmosférica.

f. Los sistemas de tuberías de acero al carbono que normalmente operan en servicio superior a 250°F(120°C)pero están en servicio intermitente.

g. Zonas de flujo estancado y piezas accesorias que sobresalen de tuberías aisladas y operan a una temperatura diferente de la temperatura en operación de la línea activa.

h. Sistemas de tuberías de acero inoxidable austenítico operando entre 150°F y 400°F (65°C y 204°C). (estos sistemas son susceptibles a rupturas de corrosión del esfuerzo de cloruro(estress corrosion cracking))

i. Sistemas de tuberías vibrantes que tienen una tendencia a provocar daño a la del aislamiento (jacketing) proporcionando un camino para el ingreso del agua.

j. Sistemas de tuberías de vapor trazado que pueden experimentar fugas delineantes, especialmente en revestimientos de tuberías debajo del aislamiento.

k. Sistema de tuberías con revestimientos y/o encintado aislante deteriorado.

5.3.3.2 Localizaciones comunes en los sistemas de tuberías de línea susceptibles a CUI.

Las áreas de sistemas de tuberías de línea listadas en 5.3.3.1 pueden tener localizaciones específicas que son más susceptibles a CUI, incluyendo las siguientes:

a. Todas las penetraciones o brechas en los sistemas de aislamiento envolvente, tales como:-Zonas de flujo estancado (salidas, desagües, y otros artículos similares)-Barra de suspensión de ductos y otros soportes.-Válvulas y conexiones (superficies de aislamiento irregulares)-Zapata de ductos empernados.-Penetraciones de tubería de trazador de vapor.

b. Terminación del aislamiento en bridas y otros componentes de tuberías de línea.c. Envolvente de aislamiento perdido o dañado

d. El envolvente de aislamiento parece localizado en el principio de la tubería horizontal o impropiamente envolvente de aislamiento recubierto o sellado.

e. Terminación de aislamiento en bridas y otros componentes de tuberías.

f. Calafateo que se ha endurecido, se ha separado o se esta perdiendo.

g. Protuberancias o manchas del sistema de envolvimiento o aislamiento o bandas faltantes.

h. Puntos bajos en sistemas de tuberías que tienen una brecha conocida en el sistema de aislamiento, incluyendo puntos bajos en largos ciclos de tuberías sin soporte.



i. Bridas de acero de baja aleación o al carbono, espárragos, y otros componentes bajo aislamiento en sistemas de tuberías de línea de alta aleación. Las locaciones donde los tapones (plugs) de aislamiento han sido removidos para permitir la medición de espesores de pared en tuberías aisladas deben recibir atención particular. Estos tapones (plugs) deben ser prontamente remplazados y sellados. Varios tipos de tapones (plugs) removibles son comercialmente accesibles que permiten la inspección e identificación de los puntos de inspección para futura referencia.

5.3.4 Interfase suelo-aire

Las interfases suelo-aire para tuberías enterradas sin la protección catódica adecuada deben estar incluidas en las inspecciones de tuberías externas programadas. La inspección que debe checar los daños de revestimiento, ductos descubiertos, y medidas de profundidad de la excavación. Si es notada corrosión significante, la medición de espesores y excavación pueden ser requeridas para evaluar si la corrosión es localizada a la interfase suelo-aire o puede estar mas presente en el sistema enterrado. Las lecturas de la pared en las interfases Suelo-aire pueden exponer el metal y acelerar la corrosión si los revestimientos y cintas de recubrimiento aislante no están propiamente restaurados. Si las tuberías tienen la protección catódica satisfactoria como la determinada por el monitoreo de acuerdo con la sección 9, la excavación es requerida solo si hay evidencia del daño de la cinta de recubrimiento aislante o del revestimiento. Si la tubería esta sin cubrimiento a tal grado que la consideración debe ser dada para excavar de 6 a 12 pulgadas (152 a 305 milímetros) de profundidad para evaluar el potencial del daño escondido (hidden). En las interfaces concreto-aire y asfalto-aire de tuberías enterradas sin protección catódica, el inspector debe buscar la evidencia que el calafateo o sello a la interfase haya deteriorado y permitido el ingreso de humedad. Si tal condición existe en los sistemas de tuberías de más de 10 años, puede ser necesario inspeccionar la corrosión debajo de la superficie antes del resello de la junta.

5.3.5 Servicio específico y corrosión localizada

Un programa de inspección efectivo incluye los siguientes tres elementos, los cuales ayudan a identificar el potencial de la corrosión localizada y de servicio específico y seleccionar TML´s apropiado:

a. Un inspector con conocimiento del servicio y donde la corrosión probablemente ocurra.b. El uso extenso de la examinación no destructiva. (NDE)c. La comunicación del personal de operación cuando la perturbación del proceso ocurre y pueda

afectar rangos de corrosión.

Unos ejemplos de donde este tipo de corrosión podría esperarse que ocurra incluyen lo siguiente:

a. Aguas abajo de puntos de inyección y aguas arriba de separadores de productos, tales como en tuberías de afluencia (effluent) del reactor de hidroproceso.

b. Corrosión de punto-rocío en vapores condensantes, tales como fraccionamiento superior.c. Ácido inanticipados o sobrante cáustico (caustic carryover) de procesos en sistemas de tuberías no

aleados o arrastre de impurezas cáusticas en sistemas de tuberías de línea de acero que no son termotratadas después de una soldadura.

d. Localizaciones de condensación de sal de amonio en vapores de hidroproceso.e. Flujo de fase mixto y áreas turbulentas en sistemas acídicos.f. Grados mezclados de tuberías de acero al carbón en el uso de aceite corrosivo caliente

[450°F(232°C) o altas temperaturas y contenido de sulfuro en el aceite mayores del 0.5 por ciento por peso]. Note las tuberías de acero que no se desoxidan con silicio (nonsilicon killed steel pipe), tal



como A-53 y API 5L, puede corroerse a velocidades mas altas que las tuberías de acero desoxidadas con silicio (silicon killed steel pipe), tal como el A-106, especialmente en ambientes sulfúricos de alta temperatura.

g. La corrosión debajo de los depósitos en mezclas aguadas (slurries), soluciones cristalizantes o fluidos de producción de coque (coke).

h. Transporte de cloruro en sistemas de regeneración de reformador catalítico.i. Corrosión de punto caliente en tuberías con indicación de calor externo. En usos que llegan a ser

mucho más corrosivos para las tuberías con temperatura incrementada, tal como cáustico en acero al carbón, corrosión o ruptura de corrosión intensa.

j.

5.3.6 Erosión y corrosión / erosión

La erosión puede ser definida como el removimiento del material de la superficie por la acción de numerosos impactos individuales de partículas sólidas o líquidas. Puede ser caracterizada por ranuras (grooves), aberturas redondas (rounded holes), ondas y quebradas en un patrón direccional. La erosión usualmente ocurre en áreas de flujo turbulento, tales como en los cambios de dirección en un sistema de tuberías o aguas abajo de válvulas de control donde la vaporización puede tomar lugar. El daño de la erosión es usualmente incrementada en vapores con grandes cantidades de partículas sólidas o líquidas fluyendo en altas velocidades. Una combinación de los resultados de corrosión y erosión (corrosión/erosión) en significantes pérdida importante de metal que pueden ser esperadas de la corrosión o erosión simples. Este tipo de corrosión ocurre en áreas de alta turbulencia y alta velocidad.

Ejemplos de lugares para inspeccionar incluyen lo siguiente:

a. Corriente abajo de válvulas de control, especialmente cuando ocurre flashing.b. Aguas abajo (downstream) de orificios.c. Aguas abajo de descargas de bomba.d. En algún punto del cambio de dirección de corriente, tal como los radios internos y externos de los

codos (elbows).e. aguas abajo de las configuraciones de tuberías (tales como soldaduras, termopozos (thermowells) y

bridas) que producen turbulencia, particularmente en sistemas de sensitiva velocidad tales como los sistemas de ácido sulfúrico e hidrosulfuro de amonio.

Áreas supuestas de tener corrosión/erosión localizada deben ser inspeccionadas usando métodos NDE apropiados que proporcionarán datos de espesor sobre un área extensa, tal como la exploración ultrasónica, el perfil radiográfico o corrientes de eddy.

5.3.7 Agrietamiento por ambiente (de servicio) Los materiales de construcción del sistema de tuberías son normalmente seleccionados para resistir las varias formas de rupturas de corrosión intensas. (SCC). Sin embargo, algunos sistemas de tuberías pueden ser susceptibles a la ruptura ambiental debido a las condiciones del proceso, CUI, condensación inanticipada, o exposición a carbonatos y sulfuro de hidrógeno húmedo. (wet hydrogen sulfide).

Ejemplos de ruptura ambiental incluye:

a. SCC de cloruro de aceros inoxidables austeníticos debido a la humedad y cloruros bajo aislamiento, debajo de depósitos, debajo de los empaques, o en hendiduras.

b. SCC de ácido politiónico de aceros aleados austeníticos sensibles debido a la exposición de sulfuro, condensación de humedad u oxígeno.

c. SCC cáustico (algunas veces conocido como fragilización cáustica).d. SCC de amina en sistemas de tuberías que no están relevados de esfuerzos.



e. SCC de carbonatof. SCC en ambientes donde existe el sulfuro de hidrogeno húmedo, tales como los sistemas que

contienen aguas amargas.g. Ampollamiento por hidrógeno y daño de (HIC) agrietamiento inducido por hidrógeno.

Cuando el inspector sospecha o es aconsejado que circuitos específicos puedan ser susceptibles a agrietamientos ambientales, el inspector debe programar inspecciones suplementarias. Tales inspecciones pueden tomar la forma de NDE superficiales [evaluación de líquidos penetrantes (PT) o evaluación de partículas magnéticas fluorescente húmeda (WFMT)] o ultrasónicos (UT). Donde sea accesible, los carretes supuestos pueden ser removidos del sistema de tuberías para la examinación de la superficie interna. Si el agrietamiento ambiental es detectado durante la inspección interna de tanques de presión y la tubería de línea es considerada igualmente susceptible, el inspector debe designar los carretes apropiados de tubería aguas arriba y aguas abajo del tanque de presión para la inspección del agrietamiento por ambiente de servicio. Cuando el potencial para el agrietamiento por ambiente de servicio es esperada en los circuitos de tuberías, la inspección de carretes (spools) seleccionados debería ser programada previa a una inspección próxima. Tal inspección debe proveer información utilizable en el próximo mantenimiento.

5.3.8 Corrosión debajo de los revestimientos y depósitos.

Si los revestimientos internos o externos, los revestimientos refractarios, y revestimientos de resistente a la corrosión están en buena condición y no hay razón para esperar una condición deteriorada detrás de ellos, usualmente no es necesario removerlos para la inspección del sistema de tuberías. La efectividad de los revestimientos resistentes a corrosión es grandemente reducida debido a rompimientos u hoyos en el revestimiento. Los revestimientos deben ser inspeccionados por la separación, rompimientos, hoyos y ampollas. Si alguna de estas condiciones es notada, puede ser necesario remover porciones del revestimiento interno para investigar la efectividad de los revestimientos y la condición de la tubería de metal debajo de los revestimientos. Alternativamente, la inspección ultrasónica de la superficie externa puede ser usada para medir el espesor de la pared y detectar la separación, hoyos y ampollas.

El revestimiento refractario puede astillar o romper en servicio con o sin causar algunos problemas significantes. La corrosión debajo de los revestimientos refractarios puede resultar en la separación y protuberancias del refractario. Si la protuberancia o la separación del revestimiento refractario son detectadas, las porciones del refractario pueden ser removidas para permitir la inspección de la tubería debajo del refractario. Por otro lado, la medición de espesor ultrasónica puede estar hecha de la superficie de metal externa.

Donde los depósitos operantes, tales como coque, estén presentes en una superficie de tubería, es particularmente importante determinar si tales depósitos tienen corrosión activa debajo de ellos. Esto puede requerir una inspección detallada en áreas seleccionadas. Largas líneas deben tener los depósitos removidos en áreas críticas seleccionadas para examinaciones. Líneas pequeñas pueden requerir que los carrete seleccionados sean removidos o que los métodos NDE, tales como radiografía, sean arreglados en áreas selectas.

5.3.9 Agrietamiento por fatiga

La ruptura de fatiga de los sistemas de tuberías puede resultar de los esfuerzos cíclicos excesivos que frecuentemente están debajo de la fuerza de ruptura estática del material. Los esfuerzos cíclicos pueden



ser impuestos por medios térmicos, mecánicos o de presión y puede resultar en agotamiento de ciclo bajo o agotamiento de ciclo alto. El comienzo del agrietamiento por fatiga de ciclo bajo es frecuentemente relacionada directamente a los ciclos de calentamiento y enfriamiento experimentados. La excesiva vibración del sistema de tuberías de línea (tal como las vibraciones de flujo-inducido o de la máquina) también puede causar el daño de fatiga de ciclo alto. (ver 5.4.4 para requerimientos de vigilancia de tuberías de línea vibrantes y 7.5 para requerimientos de diseño asociado con tuberías vibrante). El agrietamiento por fatiga típicamente puede ser primero detectada en puntos de intensificación de alto esfuerzo tal como las conexiones de bifurcación. Las locaciones donde los metales tienen diferente coeficientes de expansión térmica son unidos por soldaduras puede ser susceptible a fatigas térmicas. (Ver 6.6.3 para consideraciones de fatiga relativa a juntas roscadas). Los métodos NDE preferidos de detección de agrietamiento por fatiga incluyen la evaluación por líquidos penetrantes (PT) o evaluación por partículas magnéticas (MT). La emisión acústica también puede ser usada para detectar la presencia de rupturas que son activadas por esfuerzos o presiones de evaluación generadas durante la evaluación. Es importante que el propietario-usuario y el inspector entiendan que el agrietamiento por fatiga puede causar fallas de tuberías antes de que sea detectada con algunos de los métodos NDE. Del número total de ciclos de fatiga requeridos para producir una falla, la mayoría vasta son requeridas para propagar el rompimiento de la falla. Aún así, es importante el diseño propio y la instalación en orden para prevenir la iniciación del agrietamiento por fatiga.

5.3.10 Agrietamiento por termofluencia

La termofluencia depende del tiempo, temperatura y esfuerzo. El agrietamiento por termofluencia eventualmente puede ocurrir en las condiciones designadas, desde algunos de los esfuerzos permisibles del código de tubería están en el rango de termofluencia. El agrietamiento es acelerado por la interacción de fatiga y termofluencia cuando las condiciones operantes en el rango de flujo son cíclicas. El inspector debe poner atención particular a las áreas de concentración de alto esfuerzo. Si las temperaturas excesivas puede tomar lugar cambios en, las propiedades mecánicas y cambios micro-estructurales en metales también pueden tomar lugar, lo cual puede permanentemente debilitar el equipo. Desde que la termofluencia depende del tiempo, temperatura, y esfuerzo, los niveles actuales o estimados de estos parámetros serán usados en algunas evaluaciones. Un ejemplo de donde la agrietamiento por termofluencia ha sido experimentado en la industria es en aceros 1 ½ aceros Cr arriba de 900°F (482 °C). Los métodos NDE de detección de agrietamiento por termofluencia incluyen la evaluación por líquidos penetrantes, la evaluación por partículas magnéticas, la evaluación ultrasónica, la evaluación radiográfica, y metalografía en sitio. La evaluación de emisión acústica también puede ser usada para detectar la presencia de rupturas que son activadas por esfuerzos o presiones de evaluación generadas durante la evaluación.

5.3.11 Fractura frágil

Aceros Ferríticos, de baja aleación y al carbono pueden ser susceptibles a falla frágil en o debajo de temperaturas del ambiente. La fractura frágil usualmente no se interesa por una tubería de pared relativamente delgada. La mayoría de las fracturas frágiles han ocurrido en la primer aplicación de un grado de esfuerzo particular (esto es, la primer prueba hidrostática o sobrecarga) a menos que los defectos críticos estén introducidos durante el uso. El potencial para una falla frágil será considerado cuando se pruebe hidrostáticamente y mas cuidadosamente se evalúe, cuando se examine el equipo neumáticamente o cuando se agregue algunas otras cargas adicionales. Atención especial debe ser dada a aceros de baja aleación (especialmente al material de 2 ½ Cr-1 Mo), porque estos pueden estar propensos a fragilidad de temperatura, y a aceros inoxidables Ferríticos. La publicación del API RP 579, sección 3 proporciona procedimientos para la valoración de equipo para la resistencia a la fractura frágil.



5.3.12 Daños por congelación

A temperaturas subcongelantes, el agua y las soluciones acuosas en sistemas de tuberías pueden congelar y causar fallas por la expansión de estos materiales. Después de un inesperado clima congelante severo, es importante checar los daños por congelamiento en componentes de tuberías expuestos antes de que el sistema deshiele. Si ha ocurrido agrietamiento, la fuga puede ser temporalmente prevenida por el fluido congelado. Puntos bajos, soportes purgadores (driplegs) y zonas de flujo estancado (deadlegs) de los sistemas de tuberías con agua deberían ser cuidadosamente examinados por daño.

5.4 Tipos de inspección y vigilancia.

Los diferentes tipos de inspección y vigilancia son apropiados dependiendo de las circunstancias y del sistema de tuberías (ver la nota). Esto incluye lo siguiente:

a. Inspección visual interna.b. Inspección de medición de espesor.c. Inspección visual externa.d. Inspección de vibración en tuberías.e. Inspección suplemental.

Nota: Ver la sección 6 para la extensión y frecuencia de inspección.

5.4.1 Inspección visual interna

Las inspecciones visuales internas normalmente no son ejecutadas en las tuberías. Cuando sea práctico y posible, las inspecciones visuales internas pueden ser programadas por los sistemas tales como las líneas de traslado de diámetro grande, ductos, líneas catalizadoras, u otros sistemas de tuberías de diámetro grande. Tales inspecciones son similares en naturaleza a las inspecciones de recipientes a presión y deberían ser conducidas con procedimientos y métodos similares a estos brevemente descritos en el API 510. Las técnicas de inspección visual remota pueden ser de ayuda cuando se inspeccione tubería muy pequeña para entrar.

Una oportunidad adicional para la inspección interna es proveída cuando las bridas de tuberías están desconectadas, permitiendo la inspección visual de superficies internas con o sin el uso de NDE. Remover una sección de tuberías y henderla a lo largo de su línea central también permite el acceso a superficies internas donde hay la necesidad para tal inspección.

5.4.2 Inspección de medición de espesores

Una inspección de medición de espesores es realizada para determinar la condición interna y el espesor sobrante de los componentes de tuberías. La medición de espesor puede ser obtenidas cuando el sistema de tuberías esta en o fuera de operación y será ejecutado por el inspector o examinador.

5.4.3 Inspección visual externa

Una inspección visual externa es realizada para determinar la condición del exterior de la tubería, el sistema de aislamiento, los sistemas de revestimiento y pintado, y ferretería asociada; y checar señales



de desalineación, vibración, y fuga. Cuando el aumento de producto de corrosión es notado en áreas de contacto de soporte de ductos, el despegue de tales soportes puede ser requerido por la inspección. Cuando esto se haga, el cuidado debe ser ejercitado si la tubería esta en servicio.

Las inspecciones externas pueden ser hechas cuando el sistema de tuberías esta en uso. Referirse a la práctica recomendada del API 574 para información útil en la conducción de inspecciones externas. Una lista de comprobación para asistir en la conducción de inspecciones externas es proporcionada en el apéndice D.

Las inspecciones externas incluirán evaluaciones para la condición de soportes y barras de suspensión de tuberías. Las instancias de barras de soporte rotas o bretadas, “tocando a fondo” de los soportes de resorte, la zapata de soporte desplazada de los miembros de soporte, u otras condiciones restringentes impropias serán reportadas y corregidas. Los soportes falsos de soporte vertical también serán checados para confirmar que ellos no han llenado con agua que este causando la corrosión externa de la tubería de presión o la corrosión interna de la pata de soporte (support leg). Las patas falsas de soporte horizontal también serán checadas para determinar esos desplazamientos pequeños del horizontal que no causan trampas de humedad en contra de la superficie externa de los componentes de tuberías activas.

Las juntas de expansión de fuelles deberían ser inspeccionadas visualmente por deformaciones inusuales, desalineación o desplazamientos que puedan exceder el proyecto o diseño.

El inspector debería examinar el sistema de tuberías por la presencia de algunas modificaciones de campo o reparaciones temporales no registradas previamente en los dibujos y/o registros de tuberías. El inspector también debería estar alerta a la presencia de algunos componentes en el uso que puedan ser inapropiados para la operación a cierto tiempo, tal como bridas impropias, reparaciones temporales (abrazaderas), modificaciones (mangueras flexibles), o válvulas de especificación impropias. Los componentes roscados que pueden ser removidos e instalados más fácilmente merecen atención particular por su alto potencial para la instalación de componentes impropios.

La inspección periódica externa mencionada en el 6.4 debería ser conducida por el inspector normalmente, quien también será responsable por la conservación del registro y la inspección de reparación. Los operantes calificados o personal de mantenimiento también pueden conducir inspecciones externas, cuando se acepte por el inspector. En tales casos, las personas que conducen las inspecciones de tuberías externas de acuerdo con API 570 serán calificadas a través de una cantidad apropiada de entrenamiento.

Además de estas inspecciones externas programadas que están documentadas en los registros de inspección, es benéfico para el personal que frecuenta el área para reportar la deterioración o cambios al inspector. (Ver el apéndice D y sección 6.3 de API RP 574 para ejemplos de tal deterioración.)

5.4.4 Vigilancia del movimiento lineal y vibración de tuberías.

El personal operador debería reportar las tuberías desviadas o vibrantes al el personal de inspección o ingeniería para su evaluaciones. Otros movimientos lineales significativos deberían ser reportados que pueden haber resultado del martillo líquido, líquido golpeante (slugging) en líneas de vapor, o expansión térmica anormal. En las juntas donde los sistemas de tuberías están controlados, el examen por partículas magnéticas periódico o examen de líquidos penetrantes debería ser considerado para checar el comienzo del agrietamiento por fatiga. Las conexiones de bifurcación deberían recibir atención especial.

5.4.5 Inspección suplemental.

Otras inspecciones pueden ser programadas como apropiadas o necesarias. Ejemplos de tales inspecciones incluyen el uso periódico de radiografía y/o termografía para checar la obstrucción (fouling)



u obturación interna, la termografía para checar los sitios calientes en sistemas revestidos refractarios, o inspección de agrietamiento ambiental. La emisión acústica, la detección de fuga acústica y termografía puede ser usada para detección y vigilancia de fuga remota. El ultrasonido y radiografía puede ser usada para detectar corrosión localizada.

5.5 Lugares de medición de espesores.

5.5.1 Generalidades

Los lugares de medición de espesores (TML´s) se localizaran en áreas específicas a lo largo del circuito de tuberías donde las inspecciones serán hechas. La naturaleza del los TML´s varía de acuerdo a su localización en el sistema de tuberías. La selección de los TML´s deberá considerar el potencial para la corrosión localizada y la corrosión de servicio específico como se describe en 5.3

5.5.2 Monitoreo de TML

Cada sistema de tuberías deberá ser monitoreado tomando las medidas de espesor en TML´s. Los circuitos de tuberías con consecuencias de alto potencial si se presenta una falla y estos sujetos a rangos de corrosión alta o corrosión localizada normalmente tendrán más TML´s y serán monitoreados más frecuentemente (Ver 6.3). Los TML´s deberían ser distribuidos apropiadamente a través de cada circuito de tuberías. Las TML´s pueden ser eliminadas o el número reducido bajo ciertas circunstancias, tales como tuberías de lados fríos de plantas olefínicas, tuberías de amoníaco anhidro, producto de hidrocarburo no corrosivo limpio, o tuberías de alta aleación para productos puros. En circunstancias donde las TML´s serán substancialmente reducidos o eliminados, las personas expertas en la corrosión deberían ser consultadas.

El espesor mínimo en tal TML puede ser localizado por radiografía o exploración ultrasónica. Las técnicas electromagnéticas también pueden ser usadas para identificar áreas delgadas que pueden luego ser medidas por radiografías o ultrasonido. Cuando sea logrado con ultrasonido, la exploración consiste en tomar varias medidas de espesor en la búsqueda de TML para adelgazamiento localizado. La lectura más delgada o un promedio de varias lecturas de medidas tomadas dentro del área de un punto de evaluación deberán ser registrados y usada para calcular rangos de corrosión, vida remanente y la próxima fecha de inspección de acuerdo con la sección 7.

Cuando sea apropiado, las mediciones de espesores deberán incluir medidas en cada uno de los cuatro cuadrantes en el tubo y accesorios, con atención especial para los radios interiores y exteriores de los codos y tubos en T donde la corrosión/erosión pudiera incrementar los rangos de corrosión. Como un mínimo, la lectura más delgada y su localización deberán ser registradas.

Los TML´s deberían ser establecidos por áreas con CUI continuas, corrosión en interfaces S/A, u otras localizaciones de corrosión localizada potencial tan bien como para las generalidades, corrosión uniforme.

Los TML´s deberían ser marcados en dibujos de inspección y en el sistema de tuberías para permitir medidas repetitivas en las mismas TML´s. Este procedimiento de registro proporciona datos para una determinación de rango de corrosión más exacto.

5.5.3 Selección de TML

En la selección o ajustamiento del número y localizaciones de TML´s, el inspector debería tomar en cuenta los modelos de corrosión que serían esperados y han sido experimentados en la unidad de proceso. Un número de procesos de corrosión común para el refinamiento y las unidades petroquímicas son relativamente uniformes en naturaleza, resultando un rango muy constante de reducción de pared de



tubo independiente de la localización dentro del circuito de tuberías, o su dirección axial y circunferencialmente. Ejemplos de tales fenómenos de corrosión incluyen la corrosión de sulfuro de alta temperatura y corrosión de aguas amargas. (Las velocidades proporcionadas no son tan excesivas como la corrosión/erosión local de codos, tubos en T, y sus similares). En estas situaciones, el número de las TML´s requeridas para monitorear un circuito serán menores. En teoría circuitos sujetos a corrosión uniforme podrían ser monitoreados adecuadamente con una simple TML, En realidad, la corrosión nunca es verdaderamente uniforme, entonces se requiere de las TML´s. Los inspectores deben usar su conocimiento (y el de los otros) acerca de la unidad de proceso para optimizar la selección de TML para cada circuito, balanceando el esfuerzo de la recolección de datos con los beneficios proporcionados por los datos.

Más TML´s deberían ser seleccionados por sistemas de tuberías con algunas de las características siguientes:

a. El alto potencial para crear una emergencia ambiental o de seguridad en el evento de una fuga.b. Rangos de corrosión experimentados o altamente esperados.c. Alto potencial para corrosión localizada.d. Más complejidad en términos de accesorios, bifurcaciones, zonas de flujo estancado, puntos de

inyección y sus similares.e. El potencial más alto para CUI.

Pocas TML´s pueden ser seleccionadas por los sistemas de tuberías con algunas de las siguientes tres características:

a. Bajo potencial para crear una emergencia ambiental o de seguridad en el evento de fuga.

b. Sistemas de tuberías relativamente no corrosivos.

d. Sistemas de tuberías íntegros, por mucho tiempo.

Los TML´s pueden ser eliminados en sistemas de tuberías con alguna de las siguientes dos características:

a. Extremadamente bajo potencial para crear una emergencia ambiental y de seguridad en el evento de una fuga.

b. Los sistemas no corrosivos, como es demostrado por el uso similar o por el historial, y los sistemas no sujetos a cambios que pudieran causar corrosión.

5.6 Métodos de medición de profundidad

Los instrumentos de medición de espesor ultrasónico usualmente son los medios más exactos para obtener las medidas de espesor en tubos instalados más largos que NPS 1. Las técnicas de perfil radiográfico pueden ser usadas para localizar áreas a ser medidas, particularmente en sistemas aislados o donde la corrosión localizada o no uniforme es esperada. Donde sea práctico, el ultrasónido puede ser usado para obtener el espesor real de las áreas para ser registrado. Siguiendo las lecturas ultrasónicas en el TML´s, la reparación propia de aislamiento y recubrimiento del clima de aislamiento es recomendada para reducir el potencial para CUI. Las técnicas de perfil radiográfico, la cual no requiere remover el aislamiento, pueden ser consideradas como una alternativa.

Cuando la corrosión en un sistema de tuberías no es uniforme o el espesor remanente esta debajo del espesor mínimo requerido, la medición de espesor adicional puede ser requerida.



La exploración ultrasónica o radiográfica son los métodos preferidos en ambos casos. Los dispositivos de corrientes de eddy también pueden ser usados.

Cuando las medidas ultrasónicas son tomadas por encima de los 150 °F (66°C), los instrumentos, acoplantes (couplants) y procedimientos deberían ser usados, eso resultará en medidas propias en altas temperaturas. Las medidas deberían ser ajustadas por el factor de corrección de temperatura apropiado.

Los inspectores deberían prevenirse de posibles recursos de inexactitudes de medida y hacer cada esfuerzo para eliminar sus equivocaciones. Como una regla general cada una de las técnicas NDE tendrá límites prácticos con respecto a la exactitud.

Los factores que pueden contribuir a la inexactitud de la medición ultrasónica de espesores incluyen lo siguiente:

a. La calibración impropia de instrumentosb. La incrustación o recubrimientos externos.c. La excesiva aspereza de la superficied. La rugosidad excesiva del probador (en la superficie curvada).e. Los defectos superficiales, tales como las laminaciones.f. Los efectos de temperatura [en temperaturas encima de 150°F (66°C)]g. Los detectores de falla de pantalla pequeña.h. Espesores de menos de 1/8 pulgadas (3.2 milímetros) para típicos calibres de transductores de

medición de espesor.

Además, debe tenerse en mente que el patrón de la corrosión no puede ser uniforme. Para las determinaciones de rango de corrosión para que sea válido, es importante que las medidas en el punto más delgados sean repetidos tan cercanamente como sea posible en la misma localización. Alternativamente, la mínima lectura o un promedio de varias lecturas en un punto de evaluación pueden ser considerados.

Cuando los sistemas de tuberías están fuera de servicio, la medición de espesores puede ser tomada a través de las entradas usando calibradores. Los calibradores son útiles para determinar los espesores aproximados de fundición, forjaduras y armazones de válvulas, así como aproximaciones de profundidad de hoyos de CUI en el tubo.

Los dispositivos de medición de profundidad de hoyos también pueden ser usados para determinar la profundidad de pérdida de metal localizado.

5.7 Pruebas Evaluación de presión de los sistemas de tuberías.

Las pruebas de presión normalmente no son conducidas como parte de una inspección rutinaria. (Ver 8.2.6 para los requerimientos de evaluación de presión para reparaciones, alteraciones, y la revalorización). Las excepciones a esto incluye los requerimientos de la Guardia Costera de los Estados Unidos para las tuberías fuera del agua y requerimientos de jurisdicciones locales, después de las alteraciones soldadas o cuando sea especificado por el inspector o el ingeniero de tuberías. Cuando son conducidas, las pruebas de presión deben ser realizadas de acuerdo con los requerimientos del ASME B31.3. Las consideraciones adicionales son proporcionadas en la práctica recomendada del API 574 y la práctica recomendada del API 579. Pueden dirigirse pruebas a presiones mas bajas que solo se usan para probar hermeticidad de sistemas de tubería a presiones designadas por el propietario usuario.

El fluido de evaluación debería ser agua a menos que exista la posibilidad de daño debido al congelamiento u otros efectos adversos al agua en el sistema de tuberías o el proceso o al menos que el



agua de evaluación llegara a contaminarse y su eliminación presentaran problemas ambientales. En ambos casos, otro líquido no tóxico adaptable puede ser usado. Si el líquido es flamable, su punto de ignición deberá ser al menos 120°F (49°C) o más grande, y deberán hacerse consideraciones del ambiente de prueba en el fluido de prueba.

Las tuberías fabricadas o con componentes de acero inoxidable de la serie 300 series deberían ser probadas hidrostáticamente con una solución hecha de agua potable (ver nota) o vapor condensado. Después de que la evaluación esté completa, la tubería debería ser detalladamente drenada (todos los respiraderos de punto alto debería estar abierto durante el drenado), el soplado de aire, o de otra manera secado. Si el agua potable no es accesible o si el drenado inmediato y el secado no es posible, el agua que tenga un muy bajo nivel de cloruro, el pH alto (>10), y la adición de inhibidor puede ser considerada para reducir el riesgo de picadura y corrosión inducida microbiológicamente.

Nota: el agua potable en este contexto sigue la práctica de los Estados Unidos, con 250 partes por millón de cloruro máximo, curado con cloro u ozono.

Para tuberías de acero inoxidable austenítico sensibilizado sujeto a ruptura de corrosión de esfuerzo politiónico, debería ser considerado el uso de una solución de agua alcalina para la prueba de presión (Ver NACE RP0170).

Si una evaluación de presión es para ser mantenida por un periodo de tiempo y el fluido de evaluación en el sistema esta sujeto a expansión térmica, se deberán tomar precauciones para prevenir presión excesiva.

Cuando una prueba de presión es requerida, deberá ser conducida después de algún tratamiento térmico.

Antes de aplicar una prueba hidrostática en los sistemas de tuberías, se deberían hacer consideraciones por el diseño de estructura de soporte.

Una evaluación de presión neumática puede ser usada cuando no es práctica la evaluación hidrostáticamente debido a las limitaciones de proceso, de estructura o de temperatura. Sin embargo, los riesgos potenciales para el personal y propiedad por prueba neumática deberán ser considerados cuando se lleve a cabo tal evaluación. Como un mínimo, las precauciones de inspección contenido en ASME B31.3 deberá ser aplicado en alguna prueba neumática.

Durante una evaluación de presión, donde la presión de evaluación excederá la presión colocada de la válvula de seguridad en un sistema de tuberías, la válvula o válvulas de escape de seguridad deberían ser removidas o comaleadas durante la prueba. Como una alternativa, cada disco de válvula debe ser mantenido por una abrazadera de evaluación adaptada. La aplicación de una carga adicional al resorte de válvula girando el tornillo de ajuste no es recomendable. Otros accesorios que son incapaces de resistir la presión de prueba tal como tubos indicadores, presiones manométricas, juntas de expansión y discos de ruptura, deberían ser removidos o blanqueados. Las líneas que contienen juntas de expansión que no pueden ser removidas o aisladas pueden ser evaluadas en una presión reducida de acuerdo con los principios del ASME B31.3. Si las válvulas de bloqueo son usadas para aislar un sistema de tuberías para una prueba de presión, la precaución debería ser usada para no exceder la presión de asiento permitida como se describe en ASME B16.34 o el dato manufacturador de válvula aplicable.

Después de completar la prueba de presión, los dispositivos de alivio de presión de las propias configuraciones y otros accesorios removidos o hechos inoperables durante la prueba de presión deberán ser reinstalados o reactivados.

5.8 Verificación y Traceabilidad de Materiales.



Durante las reparaciones o alteraciones de los sistemas de tuberías de aceros de aleados, donde el material aleado sea requerido para mantener la contención, el inspector deberá verificar la instalación correcta de los materiales nuevos. Este programa de verificación de material debe ser consistente con API RP 578. Usando procedimientos de valoración de riesgo el propietario usuario puede hacer esta valoración con el 100 por ciento de verificación, pruebas de PMI en ciertas situaciones criticas o probando un porcentaje de los materiales. Las pruebas de PMI pueden ser hechas por el inspector o el examinador con el uso de métodos convenientes como los descritos en API RP 578.

Si un componente del sistema de tuberías fallara por un material incorrecto que fue inadvertidamente substituido por el material de tuberías apropiado, el inspector deberá considerar la necesidad para una verificación adicional de materiales de tuberías existentes. La extensión de tal verificación dependerá en circunstancias tales como las consecuencias de la falla y la posibilidad de futuros errores materiales.

El propietario-usuario evaluara la necesidad y magnitud con respecto a las prácticas consistentes con API RP 578 dirigida a la substitución inadvertida de material en sistemas de tubería existente con aleación. Un programa de inspección compatible con API RP 578 puede incluir procedimientos para la priorizacion de y clasificación de riesgo de los circuitos de tubería. Esa valoración podría resultar en la prueba de PMI retroactiva, como se describe en API RP 578, para confirmar que los materiales instalados son compatibles con el servicio previsto. Componentes identificados durante esta comprobación que no se encuentren dentro del criterio de aceptación del programa de prueba de PMI (como en API RP 578, sección 6) serán elegidos para la sustitución. El propietario / usuario y el inspector de tubería autorizado, en la consulta con un especialista de corrosión para Establecer un programa para la sustitución de esos componentes. El inspector autorizado usará NDE periódicas, tan necesario como sea, sobre los componentes identificados hasta el reemplazo.

5.9 Inspección de Válvulas

Normalmente, la medición de espesores no son regularmente tomadas en válvulas en circuitos de tuberías. El cuerpo de una válvula es normalmente más grueso que otros componentes de las tuberías por razones del diseño. Sin embargo, cuando las válvulas son desbaratadas para su servicio y reparación, el taller debe estar atento a algún patrón de corrosión inusual o adelgazamiento y, cuando sea notado, reportar esa información al inspector. Los cuerpos de las válvulas que son expuestas a ciclos de temperatura alta (por ejemplo, regeneración de unidad reformante catalítica y limpieza de vapor) deberían ser examinados periódicamente a causa del agrietamiento por fatiga térmica.

Si las válvulas de compuerta son conocidas por ser o son esperadas para ser expuestas a la corrosión/erosión, las lecturas de los espesores deberían ser tomadas entre los asientos, ya que esta es un área de alta turbulencia y esfuerzos.

Las válvulas de control u otras de estrangulación, particularmente en servicios de goteo y escurrimiento (drop-and-slurry) de máxima presión, pueden ser susceptibles a la corrosión/erosión del cuerpo aguas abajo del orificio. Si tal pérdida de metal es esperada, la válvula debería ser removida de la línea para inspección interna. El interior de las tuberías y la brida complementaria aguas abajo también debe ser inspeccionada por la pérdida de metal local.

Cuando el cuerpo de la válvula y/o las pruebas de presión de clausura sean ejecutados después del servicio, estos deberían ser conducidos de acuerdo con el Standard del API 598.

Las válvulas check deben ser inspeccionadas visualmente por la parte interna para asegurar que bloquean los cambios de circulación. Un ejemplo de una válvula check crítica podría ser la válvula check instalada sobre la salida de una bomba de ataque de hidroproceso de cabeza plurifasica. La falla de



dicha válvula check para operar correctamente podría resultar en una sobrepresion de la tubería durante un flujo de retorno.

El método de inspección visual normal debe incluir:

a. verificación para asegurar que el elemento de cierre puede moverse libremente. Tal como se requiere sin tener una holgura excesiva.

b. La charnela no debe tener desgaste excesivo. Esto minimizara la probabilidad que la charnela se mueva mas allá de la máxima posición central muerta y se quedara en posición abierta cuando la válvula check este montada en posición vertical.

c. La tuerca de la charnela debe ajustar el perno de la charnela para evitar retroceso en el servicio.Normalmente no se requieren pruebas de fuga en las válvulas check.

5.10 Inspección en servicio de soldaduras

La inspección para la calidad de soldaduras de tuberías es normalmente realizada como una parte de los requerimientos para construcciones nuevas, reparaciones, o alteraciones. Sin embargo, las soldaduras son frecuentemente inspeccionadas por corrosión como parte de una inspección de perfil radiográfico o como parte de una inspección interna. Cuando la corrosión de soldadura preferente es notada, las soldaduras adicionales en el mismo circuito o sistema deberían ser examinadas en busca de corrosión.

En ocasiones, las examinaciones de perfil radiográfico pueden revelar las imperfecciones en la soldadura. Si imperfecciones parecidas a las grietas son detectadas mientras el sistema de tuberías esta en operación, la inspección adicional con ultrasonido o radiografía de calidad de soldadura puede ser usada para evaluar la magnitud de la imperfección. Además, debería hacerse un esfuerzo para determinar si tales imperfecciones (similares a una grieta) son de la fabricación original de la soldadura ó pueden ser de un mecanismo de agrietamiento ambiental.

La ruptura ambiental deberá ser evaluada por el ingeniero de tuberías.

Si las imperfecciones notadas son un resultado de la fabricación de soldaduras originales, el análisis de ingeniería o la inspección es requerido para evaluar el impacto de la calidad de la soldadura en la integridad de las tuberías. Este análisis puede ser uno o más de los siguientes:

a. Juicio del inspector.b. Juicio del inspector de soldaduras certificado.c. Juicio del Ingeniero en tuberías.d. Análisis ingenieril de fitness for services.

Los temas a considerar cuando se evalúe la calidad de soldaduras existentes incluyen lo siguiente:

a. Criterios de aceptación de inspección durante la fabricación original.b. Extensión, magnitud y orientación de imperfecciones.c. Extensión del tiempo en servicio.d. condiciones de diseño contra condiciones operación.e. Presencia de esfuerzos secundarios en tuberías (residuales y térmicos)f. Potencial de las cargas de fatiga (mecánica y térmica)g. Sistema de tuberías primario o secundario.h. Potencial de impacto o cargas momentáneas.i. Potencial de la ruptura ambientalj. Dureza de las soldaduras.



En muchos casos para las soldaduras en servicio, no es apropiado usar los criterios de aceptación de radiografía por spoteo o aleatoria según ASME B 31.3. Estos criterios de aceptación son con la intención de aplicar a una muestra de soldaduras de nuevas construcciones.

Pueden existir algunas soldaduras que no reúnan estos criterios pero funcionaran satisfactoriamente en servicio después de ser probadas hidrostáticamente. Esto es especialmente verdadero en pequeñas conexiones de ramales que son normalmente no examinadas durante construcción nueva.

El propietario-usuario deberá especificar examinadores de haz angular calificados cuando requiera lo siguiente: a).la detección de fallas planas en la superficie interna desde la superficie externa, ó b). Donde la detección de características y/o el ancho de la pared se requieren para defectos planos. Se pone en vigor dos años después de la publicación de este código o aditamento, el uso obligatorio de examinadores de haz angular calificados.

5.11 Inspección de Juntas Bridadas

Las marcas en una muestra representativa de empaques y espárragos instalados recientemente deberían ser examinadas para determinar si reúnen la especificación del material. Las marcas son identificadas en los estándares ASTM y ASME aplicables. Los espárragos en cuestión deberían ser verificados o renovados.

Los espárragos deberían extenderse completamente a través de sus tuercas. Algunas fallas para hacer eso son consideradas aceptablemente engranadas si la falta de engranajes completos nos es más que una rosca.

Si las bridas instaladas son excesivamente curvadas, sus marcas y grosor deberían ser checados en contra de los requerimientos de ingeniería antes de la toma de acción correctiva.

Los espárragos de casquete de válvulas o bridas deberían ser examinados visualmente por corrosión.

Las juntas de bonete de válvulas y bridas deberían ser examinadas por evidencia de fuga, tales como las manchas, depósitos o goteras. Fugas del proceso en espárragos de casquetes o bridas pueden resultar en agrietamiento ambiental o corrosión. Esta examinación debería incluir bridas cubiertas con guardias de salpique y rocío.

Las juntas bridadas que han sido grapadas y bombeadas con sellantes deberían ser checadas de filtración en los tornillos. Los espárragos sujetos a tales filtraciones se pueden corroer o romper (ruptura cáustica, por ejemplo). Si el rebombeado es contemplado, los espárragos afectados deberían ser renovados primero.

Los espárragos en instrumentos que están sujetos a la presión y/o temperatura del proceso deberían estar incluidos en el alcance de estas examinaciones.

Ver prácticas recomendadas del API 574 para las prácticas recomendadas cuando las juntas bridadas son abiertas.

SECCION 6 FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION

6.1GENERAL

La frecuencia y la extensión de la inspección en circuitos de tubería dependen de las formas de degradación que puede afectar la tubería y la consecuencia de un falla de tubería. Las varias formas de



degradación que puede afectar circuitos de tubería de refinería son descritas en 5.3, mientras que una clasificación simplificada de tubería basada en la consecuencia de falla es definida en 6.2. Como se describe en 5.1, la estrategia de inspección sobre la base de probabilidad y consecuencia de fallo, es llamada como inspección basada en riesgo.

El esquema simplificado de clasificación de tubería en la sección 6.2 está basado en la consecuencia de una falla. La clasificación es usada para establecer la frecuencia y la extensión de la inspección. El propietario / usuario puede crear un esquema de clasificación más extenso que evalué con mas precisión las consecuencias con seguridad de los circuitos de tubería. La valoración de consecuencias potenciales considerara la explosión, el fuego, la toxicidad, el impacto ambiental, y los otros efectos potenciales relacionados con una falla.

Después de que una valoración eficaz sea hecha, los resultados pueden ser usados para establecer una estrategia de inspección de circuito de tubería y más específicamente definir lo siguiente:

a. Los métodos de inspección más apropiados, alcance, herramientas y técnica de ser utilizado sobre la base de las formas esperadas de degradación;

b. La frecuencia de inspección apropiada;

c. La necesidad de llevar a cabo pruebas de presión después de que el daño ha sido incurrido o después de que las reparaciones o modificaciones han sido terminadas: y

d. Los pasos de prevención y mitigación para reducir la probabilidad y la consecuencia de una falla en el sistema de tuberías.

Una valoración de RBI puede ser usada para aumentar o reducir los límites de inspección descritos en el Cuadro 6-1. De forma semejante, la extensión de la inspección puede ser incrementada o reducida más allá de las metas en el Cuadro 6-2, por una valoración de RBI. Cuando se incrementen los límites de intervalo de inspección o la extensión de la inspección, las valoraciones de RBI serán dirigidas a intervalos para no sobrepasar los límites respectivos en el Cuadro 6-1, o más a menudo si lo justifica por el proceso, equipo, o cambio en la consecuencia. Estas valoraciones de RBI serán examinadas y aprobadas por un ingeniero de tubería e inspector de tubería autorizado a intervalos para no sobrepasar los límites respectivos en el Cuadro 6-1, o más a menudo si esta justificado por el proceso, equipo, o cambios de resultados.

6.2 Clases de servicio de tuberías

Todos los sistemas de proceso de tuberías deben ser categorizados en diferentes clases. Tal sistema de clasificación permite que los un esfuerzo de inspección sean enfocados a los sistemas de tuberías que pueden tener las mas altas consecuencias potenciales, si la falla o la pérdida de contención se da. En general, los sistemas mas altamente clasificados requieren una mayor extensión de inspección en intervalos cortos para mantener su integridad, y una operación segura continua. Las clasificaciones deben ser basadas en la seguridad potencial, y en los efectos ambientales puede tener una fuga.

Propietarios-usuarios deben mantener un registro de las tuberías de proceso de fluidos manejados, incluyendo sus respectivas clasificaciones. API RP 750 y NFPA 704 dan información que puede ser de gran ayuda para clasificar los sistemas de tubería de acuerdo a los rasgos potenciales del fluido que estas contienen. Las tres clases recomendadas se encuentran abajo en 6.2.1 hasta 6.2.3.

6.2.1 Clase 1

Servicios con el más alto potencial de resultado en una emergencia inmediata, si una fuga fuera a pasar en la clase 1. Tal emergencia puede ser segura para el ambiente de la naturaleza. Ejemplos de las clases de tubería incluye, pero no es necesario limitarlo, esto contiene lo siguiente:



a) Servicios flamable que puede auto refrigerarse y conducir a la fractura frágil.b) Servicios de presión que pueden evaporarse rápidamente durante la descarga, creando vapores que

puede colectar y formar una mezcla explosiva, como son las corrientes C2 C3 y C4

c) Sulfuro de hidrogeno (mayor al 3% de peso) en una corriente gaseosa.d) Cloruro de hidrógeno anhídridoe) Ácido flourhidricof) Tuberías sobre ó adyacentes a agua y tuberías sobre caminos públicos.

6.2.2 Clase 2

Los servicios no incluidos en otras clases están en la clase 2. Esta clasificación incluye la mayoría de unidades de proceso de tuberías y desinstalación las tuberías. Ejemplos típicos de estos servicios incluyen los que contienen lo siguiente:

a) Los hidrocarburos instalados que se evaporaran lentamente durante su descargab) Hidrogeno, gas combustible y gas natural.c) ácidos fuertes en sitio y cáusticos.

6.2.3 Clase 3

Los servicios que son flamables, pero no hacen una evaporación significante cuando ellos fugan y no están localizados en un área de alta actividad están en la clase 3. Servicios que son pontecialmente dañinos para el tejido humano, pero están localizados en áreas remotas que pueden ser incluidos en esta clase. Ejemplos de servicio de clase 3:

Los hidrocarburos que no evaporan significativamente durante una descarga.

a) Destilación y productos en línea y desde el almacenamiento y carga.b) Ácidos y cáusticos

6.3 Intervalos de inspección

El intervalo entre las tuberías pueden ser establecidas y mantenidos usando los siguientes criterios.

a) las velocidades de corrosión y los cálculos de vida remanenteb) clasificación de servicio de tuberías.c) Requerimientos jurisdiccionales aplicables.d) Juicio del inspector, el ingeniero en tuberías, el ingeniero supervisor de tuberías, o un especialista en

corrosión, basados en condiciones operadas, previos de inspecciones históricas, los resultados de la inspección actual, y las condiciones que pueden garantizar los inspecciones suplementarias cubiertas en 5.4.5

Los propietarios usuarios o el inspector pueden establecer los intervalos de inspección para la medición de espesores, inspección visual externa, y donde aplique una inspección interna y suplementaria.

Las mediciones de espesor deberían ser programadas basadas en cálculos de no más de media vida remanente determinadas por las velocidades de corrosión indicadas en 7.1.1 o en el intervalo máximo sugerido en el cuadro 6-1, cualquiera que sea menor. Intervalos más cortos pueden ser apropiados en ciertas circunstancias. Antes de usar la tabla 6-1, se deberían calcular las velocidades de corrosión de acuerdo con 7.1.



La tabla 6-1 contiene los intervalos de inspección máximos recomendados para las tres categorías de servicios de tuberías descritas en el 6.2 y los intervalos recomendados para puntos de inyección y las interfaces S/A.

El intervalo de inspección debe ser revisado y ajustado como sea necesario después de cada inspección o un cambio significante en las condiciones de operación. Corrosión generalizada, corrosión localizada, picadura, agrietamiento ambiental y otras formas de deterioro deben ser considerados cuando se establece los intervalos de inspección.

6.4 Extensión de inspección visual y CUI externa Las inspecciones visuales externas, incluyendo las inspecciones para la corrosión bajo aislamientos (CUI), deben ser dirigidas a intervalos máximos listados en el Cuadro 6-1 para evaluar como en el apéndice D. La inspección visual externa en tubería consiste en evaluar la condición de la pintura y los sistemas de recubrimiento, la búsqueda de corrosión externa, y buscar otras formas del deterioro. Esta inspección visual externa para CUI potencial también es para evaluar la condición de la protección y será dirigido sobre todos los sistemas de tubería susceptibles a CUI listados en 5.3.3.1.

Luego de la inspección visual externa a sistemas susceptibles, es requiere una inspección adicional para la inspección de CUI. La extensión y el tipo de la inspección de CUI adicional esta listada en el Cuadro 6-2. La protección deteriorada en elevaciones podría resultar en CUI que en áreas más bajas lejanas del daño. La inspección de NDE también debe dirigirse como se lista en el Cuadro 6-2 en ubicaciones sospechosas de 5.3.3.2 (excepto c) conociendo la de temperatura y considerando los criterios de 5.3.3.1 (e, f, h). Examen Radiográfico o retirando la protección y inspección visual son normalmente requeridos para esta inspección en ubicaciones dañadas o sospechosas. Los otros métodos de examinación DE pueden ser usados donde sea aplicable. Si la inspección de las áreas deterioradas o sospechosas han presentado CUI importante las áreas adicionales deben ser inspeccionado y donde sea justificable, hasta el 100 por ciento de el circuito debe ser inspeccionado.

La extensión del programa de CUI descrito en el Cuadro 6-2 debe ser considerado como niveles de meta para sistemas de tubería y situaciones sin experiencia de inspección de CUI. Se ha reconocido que algunos factores podrían afectar la probabilidad de CUI ellos incluyen:

A. las condiciones climáticas locales (ver 5.3.3).

B. el diseño de la protección.

E. Calidad de pintura.

D. las condiciones del servicio.

Instalaciones con la experiencia de inspección de CUI podrían aumentar o reducir las metas de inspección de CUI del Cuadro 6-2. Una contabilidad exacta de las metas de inspección de CUI no es requerida. El propietario / usuario puede confirmar las metas de inspección con historiales de operaciones u otra documentación.

Los sistemas de tubería que tienen una vida remanente de más de 10 años o que son protegidas en contra de la corrosión externa, no necesitan un aislamiento o removimiento para la revisión externa periódica. Como quiera, la condición debe ser observada periódicamente por el operador o personal capacitado. Si el deterioro es notado debe ser reportado al inspector.

Los siguientes son ejemplos de estos sistemas:

a) Los sistemas de tuberías aislados efectivamente que previenen la entrada de humedad.b) Los sistemas de tubería criogénicos envueltosc) Los sistemas de tubería instalados en caja fría el cual, la atmósfera es presionada con gas inerte.



d) Los sistemas de tubería , en el cual la temperatura es estable, es suficientemente baja o es suficientemente alta para prevenir la presencia de agua.

6.5 Extensión de inspección de medición de espesores

Los requerimientos para satisfacer el intervalo de inspección, en cada inspección de medición de espesores se pueden obtener lecturas representativo ejemplo de los TML´s en cada circuito (ver 5.5). Este ejemplo representativo puede incluirse la fecha para todos los tipos de componentes y orientaciones (horizontal y vertical) encontrada en cada circuito. Este ejemplo también pude incluirse en TML´s con la más pronta renovación de fecha como el previo de una inspección. La medición de TML´s por cada circuito será la mas apropiada, la siguiente fecha de inspección será proyectada. Por otra parte la característica de una inspección de circuito puede obtenerse como muchas mediciones sean necesarias. La extensión de inspección para los puntos de inyección esta cubierto en 5.3.1

6.6 EXTENSIÓN DE INSPECCIÓN DE TUBERÍA DE DIÁMETRO PEQUEÑO, TUBERÍA AUXILIAR Y JUNTAS ROSCADAS

Las tuberías de diámetro pequeño (SBP) que se usan en el proceso primario d pueden ser inspeccionados de acuerdo con todos los requerimientos de este documento.

SBP que son usados en proceso secundario de la tubería, tiene un requerimiento mínimo, dependiendo hasta donde se encuentra la clasificación. La clase 1, secundaria a (SBP) puede ser inspeccionada con los mismos requerimientos de tuberías de proceso primario. La inspección de la clase 2 y la clase 3 SBP secundario es opcional. SBP en zonas de flujo estancado y los sistemas de la clases 2 y3 pueden ser inspeccionadas donde la corrosión se ha experimentado.

6.6.2 inspección de tubería auxiliar

La inspección de SBP secundario, auxiliar relacionado con instrumentos y maquinaria es opcional. Los criterios para considerar si un miembro de tubería auxiliar SBP necesitará inspección incluyen lo siguiente:

A. la clasificación.

B. potencial a agrietamiento por fatiga o por medioambiente.

C. El potencial para la corrosión basado en la experiencia con sistemas principales adyacentes.

D. el potencial para CUI.

6.6.3 la inspección conexiones roscadas

La inspección de conexiones roscadas será de acuerdo con los requisitos puestos para tubería pequeña y auxiliar. Cuando se seleccione TML´s sobre conexiones roscadas, se incluyen solamente aquellos que pueden ser radiografiados durante las inspecciones programadas.

Las conexiones roscadas relacionadas con maquinaria y sujetas al daño por fatiga deben ser evaluados periódicamente y considerados para la renovación posible con una espesor de pared más grueso o sustituir componentes soldados. El programa para tal renovación dependerá de algunas consideraciones, incluyendo las siguientes:

A. la clasificación de la tubería.

B. magnitud y frecuencia de la vibración.

C. la cantidad de peso sin apoyo.



D. el espesor de pared de la tubería en uso.

E. Si el sistema puede ser mantenido en uso.

F. velocidad de corrosión.

G. servicio intermitente.

SECCION 7 –EVALUACION DE DATOS DE INSPECCIÓN, ANALISIS Y REPORTES

7.1 Determinación de la velocidad de Corrosión

7.1.1 Cálculos de vida remanente

La vida remanente los sistemas en tubería pueden ser calculados por la siguiente formula:

t actual -t requerido Vida remanente (años) = velocidad de corrosión [Pulgadas (mm) por año]

Donde: tactual = es el espesor actual en pulgadas o milímetros, medidos durante la inspección como lo especifica 5.6

trequerido = es el espesor requerido, en pulgadas o milímetros en la misma ubicación o componente como el echo por calculo de diseño (por ejemplo el de presión y estructural) antes de la corrosión permitida por la tolerancia añadida por el fabricante La velocidad de corrosión a largo plazo (LT) de circuitos de tubería será calculado por la siguiente formula:

t inicial -tactualVelocidad de Corrosión (LT) = Tiempo (años) entre

tinicial y t actual

El plazo corto de velocidad de corrosión (ST) en circuitos de sistemas de tubería será calculado por la siguiente formula:

t previo - tactualVelocidad de corrosión (ST) = Tiempo (años) entre

tprevio y t actual

Donde:



t inicial = es el espesor, en pulgadas o milímetros, en el mismo lugar que el actual medido en la instalación inicial o comienzo de corrosión de medioambiente

t previo = es el espesor, en pulgadas o milímetros, en el mismo lugar que el actual Medido durante las inspección anterior

Las fórmulas precedentes pueden ser aplicadas en un enfoque estadístico para imponer velocidades de corrosión y cálculos de vida remanente para sistemas de tubería. Deben tomarse precauciones para asegurar que el trato estadístico de los resultados de datos refleja la condición verdadera de los componentes de la tubería. El análisis estadístico que emplea la medición de puntos no es aplicable a los sistemas de tubería con mecanismos de corrosión localizada importante imprevisible.

Velocidades de corrosión de largo y corto plazo deben ser comparadas para ver cuál resulta en la vida remanente más breve como parte de la valoración de datos. El inspector autorizado, en consulta con un especialista de corrosión, seleccionará la velocidad de corrosión que refleje mejor el proceso en curso. (Vea 6.3 para determinación de intervalo de inspección.)

7.1.2 Sistemas de Tuberías recientemente instalados o Cambios en servicio.

Para los nuevos sistemas de tubería y los sistemas de tubería que han sido cambiados, uno de los siguientes métodos deberá ser empleado para determinar el rango probable de corrosión del espesor de la pared remanente pude ser estimada en la siguiente inspección:

a) La velocidad de corrosión en un circuito de tubería puede ser calculado con la recolección de datos hecha por el propietario usuario en los sistemas de tubería de similares materiales y servicio.

b) Si los datos de el mismo o servicio similar no esta disponible, una velocidad de corrosión para el circuito de tubería puede ser estimado por la experiencia del propietario usuario o comparando los datos publicados en los sistemas de tubería similares.

c) Si la velocidad de corrosión no puede ser determinado por ningún método enlistado en el articulo A o en el articulo B, las determinaciones de medición de espesor inicial pueden ser hechas hasta para 3 meses de servicio por la no destrucción con el uso de el de medición de espesores del sistema de tubería. Los dispositivos de monitoreo de corrosión, tales como los testigos de corrosión y probetas de corrosión pude ser útiles para establecer el tiempo en esas mediciones de espesores. Las mediciones subsecuentes pueden ser hechas después de los intervalos apropiados hasta que el rango de corrosión se establezca.

7.1.3 Sistemas de Tuberías existentes

las velocidades de corrosión pueden ser calculados en bases de periodos cortos en periodos largos. Si los cálculos indican que una proporción inexacta de corrosión ha sido supuesta, la proporción a ser usada para el próximo periodo se ajustara de acuerdo al actual rango encontrado.

7.2 Determinación de presión de operación máxima permisible



La presión máxima permisible (MAWP) para el uso continuo de sistemas de tubería puede ser establecida usando el código aplicable uso. El calculo puede ser hecho por materiales conocidos si todos los siguientes detalles esenciales son conocidos para completar con los principios del código aplicable.

a) Las altas y las bajas temperaturas limitan a materiales específicosb) Calidad del material y el trabajo en equipoc) Requerimientos para una inspecciónd) Reforzamiento de aperturae) Requisitos de servicio cíclico

Para los materiales desconocidos, el cálculo puede ser hecho asumiendo el grado de material mas bajo y juntando la eficiencia en el código aplicable. Cuando la presión máxima permisible es sobre calculada, el espesor de la pared usado en esos cálculos puede ser el espesor actual determinado por la inspección, menos la perdida estimada de corrosión antes de la fecha de inspección (ver el punto 5.6). La accesibilidad puede ser hecha por otras cargas de acuerdo con el código aplicable. El código aplicable accede a las variaciones de la presión y temperatura de la presión máxima permitida esta permitida para proveer a todos los criterios del código asociado.

La tabla 7-1 contiene dos ejemplos del cálculo de presión máxima permisible, ilustrando el uso del concepto de vida media de corrosión

7.3 DETERMINACION DEL ESPESOR DE RETIRO

El espesor de pared mínimo requerido de retiro de la tubería será igual o superior al espesor mínimo requerido, o el espesor de retiro, y se basara en consideraciones como la presión, mecánico, y estructural usando fórmulas de diseño apropiadas. La consideración corrosión localizada y generalizada será incluida. Para los servicio con consecuencias potenciales altas si la fallo ocurre, el ingeniero de tubería debe considerar el aumento del espesor mino requerido sobre el espesor mínimo calculado a causa de cargas desconocidas, perdida de material no descubierta o por resistencia al abuso normal. En este caso el espesor de retiro se usara en lugar del espesor mínimo requerido en 7.1.1 para cálculos de vida remante.

7.4 EVALUACION DE LOS RESULTADOS DE LA INSPECCION

Si se halla degradación en componentes sujetos a presión que pueda afectar su capacidad de carga (cargas de presión y otras cargas aplicables por ejemplo el peso el viento etc.… por la practica recomendada API 579) será avaluadas para la continuidad del servicio. Pueden usarse técnicas para ampliar el servicio como aquellos documentados en API RP 579, para esta evaluación, las técnicas utilizadas para la ampliar el servicio usado deben ser aplicables a la degradación específica aplicable observada. Pueden aplicarse Las siguientes técnicas:

a. para evaluar perdida de material por corrosión mas alta de lo permitido en servicio puede realizarse según las siguientes practicas del API RP 579. Esta valoración requiere de un límite de corrosión futura permisible que se establecerá basándose en la sección 7.1 de este código de inspección.1. la evaluación de perdida de material generalizada API RP 579, sección 4.2. la evaluación de perdida de material localizada API RP 579, sección 5.3. evaluación de picaduras por corrosión API RP 579, sección 6.

b. la evaluación de ampollas y laminaciones, una evaluación en servicio debe realizarse de acuerdo con API RP 579, sección 7c. para la evaluación de desalineamiento en soldadura y distorsiones de la concha, una evaluación para ampliar el servicio debe realizarse de acuerdo con API RP 579, sección 8



d. para evaluar agrietamiento, para ampliar el servicio debe realizarse de acuerdo con API RP 579, sección 9.e. para evaluar daños por el fuego, en servicio debe realizarse de acuerdo con API RP 579, sección 11.

7.5 ANALISIS DE ESFUERZO DE TUBERIA

Las tuberías deben ser soportadas y guiadas: (a) para cargar su peso con seguridad. (b) para que la flexibilidad sea suficiente para expansión o contracciones térmicas, Y (c) no vibre excesivamente.

La flexibilidad de las tuberías concierne al incremento del largo y diámetro de la tubería y a la gran diferencia entre las condiciones del ambiente y la temperatura operante.

El análisis de esfuerzo de tuberías para evaluación de flexibilidad del sistema y soportes adecuadamente que normalmente no se pueda llevar a cabo como parte de la inspección de tuberías. Como quiera, muchos sistemas de tubería fueron analizados como parte de sus diseños originales o como parte de revaloración o modificación, y los resultados de estos análisis pueden ser útiles en el desarrollo de planes de inspección. Cuando un movimiento inesperado de sistemas tuberías es observado tal como ocurre en la inspección visual externa (ver 5.4.3), el inspector debe discutir las observaciones con otros ingenieros de tubería y evaluar la necesidad de llevar a cabo el análisis de esfuerzos de tubería.

El análisis de esfuerzos de tubería puede identificar los componentes de mayor tensión en el sistema de tubería y predecir el movimiento termico del sistema cuando éste en operación. Esta información puede ser usada para concentrar las inspecciones en las locaciones más propensas a un agotamiento dañino de la expansión térmico, ciclos y/o deslizamientos dañinos en las tuberías de alta temperatura. Comparando los movimientos térmicos con los movimientos observados pueden ayudar a identificar la ocurrencia de lo inesperado en las condicione de operación y el deterioro de guías y soportes. La consulta con el ingeniero de tuberías puede ser necesaria para explicar las desviaciones observadas de las predicciones de los análisis, particularmente para los sistemas complejos los múltiples soportes y guías entre los puntos finales.

El análisis de esfuerzos de tuberías puede ser empleado para auxiliar a resolver los problemas de vibración en las tuberías observadas. Pudiendo ser predecida por el análisis La frecuencias naturales en el cual, el sistema de tubería vibrará. Los efectos las guías adicionales pueden ser resueltos para evaluar su habilidad el control de vibración por el incremento de las frecuencias de sistemas naturales mas allá de la frecuencia de las fuerzas excitantes, como la velocidad de la maquina rotatoria. Es importante determinar que las guías agregadas al control de vibración no restringen duramente la expansión térmica.

7.6 Reportes y registro para la inspección de sistemas de Tuberías.

Cualquier incremento significante en la velocidad de corrosión pude ser reportado al propietario- usuario para la acción apropiada.

El propietario- usuario puede mantener el mantenimiento apropiado y los registros progresivos de cada uno de los sistemas de tubería cubiertos por API 570. estos registros deben contener las fechas pertinentes como el servicio a sistemas de tubería; la clasificación; identificación de números, intervalos de inspección, reparación (temporal y permanente), alteraciones, o revalorizaciones. La información de diseño y los planos de las tuberías pueden ser incluidos. La información de las actividades que afectan a la integridad del sistema de tuberías también puede ir incluida. Los datos y resultados de las inspecciones externas requeridas deben ser registradas. (Ver API RP 574 para la guía de los registros de inspección de tubería.).



El uso de un sistema basado en la almacenamiento computarizado, calculando y analizando la fecha que puede ser considerada en el punto de vista del volumen de la fecha será generada como parte del programa de los puntos de evaluación. Los programas de cómputo son particularmente útiles para los siguientes casos:

a) Almacenamiento actual de lecturas de espesores.b) Cálculos de velocidad de corto y largo plazo, datos de retiro, MAWP, y los intervalos

reinspeccionados en el punto de evaluación por la base de punto de evaluación.c) Las áreas sobresalientes con altas velocidades de corrosión, circuitos atrasados para la inspección,

circuitos cerrados para el retiro de espesores, y otra información.d) Son descritas evaluaciones para amplitud-de- servicio en API RP 579.

Los algoritmos para el análisis de datos de los circuitos enteros también pueden ser incluidos en el programa. Debe tenerse cuidado para asegurar que el tratamiento estadístico de datos del circuito produce predicciones con precisión y que reflejan la condición real del circuito de tubería.

SECCION 8- REPARACION, ALTERACION, REVALORACION DE SISTEMAS DE TUBERIA

8.1 Reparaciones y Alteraciones

Los principios del ASME B31.3 o el código al cual el sistema de tuberías fue construido deberán ser seguidos.

8.1.1 Autorización

Todo trabajo de alteración y reparación debe ser hecho por una organización de reparación como se define en la sección 3 y debe ser autorizado por el primer inspector para su comienzo. La autorización para el trabajo de alteración para un sistema de tuberías no puede ser dado sin una primera consulta con, y aprobada por, el ingeniero de tuberías. El inspector designará alguna inspección manejando puntos requeridos durante la secuencia de la alteración o reparo. El inspector principal puede dar autorización general para reparaciones y procedimiento de rutina o limitaciones, proveído el inspector es satisfecho con la competencia de la organización de reparación.

8.1.2 Aprobación

Todos los métodos de diseño propuesto, ejecución, materiales, procedimientos de soldadura, examinación, y evaluación deben ser aprobados por el inspector o por el ingeniero en tuberías, como es propio. La aprobación del propietario-usuario de una soldadura en funcionamiento es requerida.

Las reparaciones de soldadura de grietas que ocurren en servicio no deberían ser echas sin primero una consultar con el ingeniero de tuberías en orden para identificar y corregir la causa del agrietamiento. Ejemplos son las grietas en operacion causadas por vibraciones, ciclos térmicos, problemas de expansión térmica, y agrietamiento ambiental.

El inspector deberá aprobar todo trabajo de alteración y aprobación en los puntos manejados designados y después de que las reparaciones y las alteraciones hayan sido satisfactoriamente completadas de acuerdo con los requerimientos del API 570.

8.1.3 Reparaciones de soldaduras (incluyendo en funcionamiento)

8.1.3.1 Reparaciones temporales



Para reparaciones temporales, incluyendo en funcionamiento, un casquillo de hendidura soldada de envolvimiento completo o cercamiento tipo caja diseñado por el ingeniero en tuberías pueden ser aplicados sobre el área dañada o corroída. Las grietas longitudinales no deberán ser reparadas de esta manera a menos que el ingeniero de tuberías haya determinado que no se espera que las grietas se propaguen debajo del casquillo. En algunos casos, el ingeniero de tuberías, necesitará consultar con un analista de fractura.

Si el área de reparación es localizada (por ejemplo, picaduras o perforaciones de pasador) y la fuerza de ruptura mínima especificada (SYMS) del tubo no es más que 40,000 libras por pulgada cuadrada (275,800 kilo pascales), una reparación temporal puede ser hecha por soldadura en ángulo y acoplamiento de hendidura designado apropiadamente o parche de lámina sobre el área picada. (Ver 8.2.3 para las consideraciones del diseño y el apéndice C para un ejemplo.) El material de la reparación deberá adaptar el metal base al menos aprobado por el ingeniero de tuberías. Para filtraciones menores, los cercamientos diseñados apropiadamente pueden ser soldados sobre la filtración mientras el sistema de tuberías esta en servicio, proveído el inspector queda satisfecho que el espesor restante sea adecuado en los alrededores de la soldadura y los componentes de las tuberías puedan resistir la soldadura sin la posibilidad de un daño de material adicional, tal como en un servicio cáustico. Las reparaciones temporales deberían ser removidas y remplazadas con una reparación permanente adecuada en la próxima oportunidad de mantenimiento accesible. Las reparaciones temporales pueden permanecer en lugar por un largo periodo de tiempo solo si es aprobado y documentado por el ingeniero de tuberías.

6.1.3.2 Reparaciones permanentes.

Las reparaciones de los defectos encontrados en los componentes de tuberías pueden ser hechas preparando una muesca de la soldadura que completamente remueve el defecto y luego llenando la muesca con el metal de soldar depositado de acuerdo con 8.2 Las áreas corroídas pueden ser restauradas con metal de soldar depositado de acuerdo con el 8.2. Las irregularidades de superficie y la contaminación deberían ser removidas antes de las soldaduras. Los métodos NDE apropiados deberán ser aplicados después de la completación de la soldadura. Si es factible remover el sistema de tuberías del servicio, el área defectuosa puede ser removida cortando una sección cilíndrica y remplazándola con un componente de las tuberías que reúna el código aplicable. Los parches de inserción (parches a ras) pueden ser usados para reparar áreas corroídas o dañadas si los siguientes requerimientos son reunidos:

a. Las soldaduras de muescas de penetración completa son proporcionadas.b. Para los sistemas de tuberías de clase 2 y clase 1, las soldaduras deberán ser radiografiadas al

100 por ciento o evaluadas ultrasónicamente usando los procedimientos NDE que son aprobados por el inspector.

c. Los parches puede ser algunos modelos pero deberán ser esquinas redondeadas. [1 pulgada (2.5 centímetros) mínimo de radio].

8.1.4 Reparaciones sin soldaduras (en funcionamiento)

Las reparaciones de secciones adelgazadas localmente o defectos del forro circunferencial puede ser usado en funcionamiento instalando una abrazadera contra fugas atornillada fabricada y diseñada apropiadamente. El diseño deberá incluir el control de cargas de empuje axial si el componente de las tuberías siendo abrazado es (o puede llegar a ser) insuficiente para el control de empuje de presión. El efecto de fuerzas abrazantes (triturantes) en el componente también deberá ser considerado.



Durante las reparaciones y vueltas de servicio u otras oportunidades apropiadas, el sellante de fuga temporal y dispositivos disipantes de fugas, incluyendo válvulas, deberán ser removidos y las acciones apropiadas tomadas para restaurar la integridad original del sistema de tuberías. El inspector y/o ingeniero de tuberías deberán ser incluidos para determinar los procedimientos y métodos de reparación. Los procedimientos que incluyen fluidos sellantes de fugas (“bombeo”) para las tuberías de proceso deberían ser revisados para ser aceptados por el inspector o el ingeniero de tuberías. La revisión debería tomar en consideración la compatibilidad de el sellante con el material filtrante; la presión de bombeo en la abrazadera (especialmente cuando se rebombea); el riesgo de que el sellante afecte los metros de fluidez de corriente abajo, válvulas de relieve, o maquinaria; el riesgo de fugas subsecuente en roscas de perno causando corrosión o ruptura de corrosión intensa de pernos; y el número de veces que el área de sello es rebombeada.

8.2 Soldaduras y hot tapping (extracción)

Toda soldadura de alteración y reparación deberá ser hecha de acuerdo con los principios del ASME B31.3 o el código elaborado para los sistemas de tuberías. Alguna soldadura conducida en los componentes de tuberías en operación debe ser de acuerdo con la publicación del API 2201. El inspector deberá usar como mínimo la “lista de comprobación de hot tapping (extracción) sugerida) que se encuentra en la publicación del API 2201 para hot tapping (extracción} realizable de componentes de tuberías.

8.2.1 Procedimientos, calificaciones y registros

La organización de reparación deberá usar soldadores y procedimientos de soldadura calificados de acuerdo con el ASME B31.3 o el código de diseño del sistema de tubería. La organización de reparación deberá mantener registros de procedimientos de soldadura y calificaciones de realizaciones de la soldadura. Estos registros deberán ser accesibles al inspector principalmente al inicio de la soldadura.

8.2.2 Tratamiento de calentamiento de post-soldaduras (postwelding) y pre-calentamiento (preheating)

8.2.2.1 Pre-calentamiento (preheating)

La temperatura de precalentamiento usada en la hechura de reparaciones de soldadura deberá ser de acuerdo con el código aplicable y procedimiento de soldadura calificado. Las excepciones para reparaciones temporales deben ser aprobadas por el ingeniero de tuberías. El precalentamiento para no menos de 300°F (150°C) puede ser considerado como una alternativa de tratamiento de calentamiento de postsoldadura (PWHT) para alteraciones o reparaciones de sistemas de tuberías inicialmente tratados de calentamiento de postsoldadura como un requerimiento del código (Ver nota). Esto se aplica a las tuberías construidas de aceros P-1 listados en ASME B13.3. Aceros P-3, con la excepción de Aceros Mn-Mo, también pueden recibir el alternativo precalentamiento mínimo 300°F (150°C) cuando la temperatura operante del sistema de tuberías es los suficientemente alto para proporcionar resistencia razonable y cuando no haya peligro identificable asociado con la prueba de presión, cierre y comienzo. El inspector debería determinar que la temperatura de precalentamiento mínima es medida y mantenida. Después de la soldadura, las juntas deberían inmediatamente ser cubierta con el aislamiento para atrasar el enfriamiento.

Nota: El precalentamiento no puede ser considerado como una alternativa a la prevención del agrietamiento ambiental.

Los sistemas de tuberías construidos de otros aceros inicialmente que requieren PWHT normalmente son tratados de calentamiento de postsoldadura si las alteraciones o reparaciones incluyendo las soldaduras de sostenimiento de presión son ejecutadas. El uso de la alternativa de precalentamiento requiere la consulta con el ingeniero de tuberías quien debería considerar el potencial de ruptura



ambiental y si el procedimiento de soldadura proveerá la resistencia adecuada. Ejemplos de situaciones donde esta alternativa pudiera ser considerada incluyendo soldaduras de sello, instalación de metal de soldadura en áreas delgadas, y clips de soporte de soldadura.

8.2.2.2 Tratamiento de calentamiento de postsoldadura

PWHT de las reparaciones del sistema de tuberías o alteraciones deberían ser hechos usando los requerimientos aplicables del ASME B31.3 o el código elaborado para las tuberías. Ver 8.2.2.1 para un procedimiento de precalentamiento alternativo para algunos requerimientos de PWHT. Las excepciones para reparaciones temporales deben ser aprobadas por el ingeniero de las tuberías. El PWHT local puede ser sustituido por una banda de 360 grados (360 degree banding) en las reparaciones locales en todos los materiales, proporcionadas las siguientes precauciones y requerimientos son aplicadas:

a. La aplicación es supervisada, y el procedimiento es desarrollado por el ingeniero de las tuberías.b. En la evaluación de la adaptabilidad de un procedimiento, la consideración deberá ser dada a

factores aplicables, tal como el espesor del metal básico, gradientes térmicos, propiedades del material, cambios resultantes de PWHT, la necesidad para soldaduras de penetración completa, y las examinaciones volumétricas y de superficie después del PWHT. Adicionalmente, las distorsiones y deformaciones locales y totales resultantes del calentamiento de un área controlada local de la pared de las tuberías deberán ser considerada en el desarrollo y evaluación de los procedimientos del PWHT.

c. Un precalentamiento de 300°F(150°C), o más alto como se especifica por los procedimientos de soldadura específicos, es mantenido mientras se da la soldadura.

d. La temperatura de PWHT requerida deberá ser mantenida por una distancia de no menos de dos veces el grosor del metal básico medido de la soldadura. La temperatura de PWHT deberá ser monitoreada por un número adaptable de termocuplas (un mínimo de dos) basado en el tamaño y forma del área siendo tratada de calentamiento.

e. El calentamiento controlado también deberá ser aplicado a alguna conexión de bifurcación u otro accesorio sin el área de PWHT.

f. El PWHT es ejecutado por el consentimiento del código y no por la resistencia de la ruptura de ambiental.

8.2.3 Diseño

Las juntas al tope deberán ser soldaduras de muescas de penetración completa. Los componentes de tuberías deberán ser remplazados cuando la reparación sea probablemente para ser inadecuada. Las nuevas conexiones y reemplazos deberán ser diseñados y fabricados de acuerdo con los principios del código aplicable. El diseño de cercamientos y reparaciones temporales deberá ser aprobado por el ingeniero de las tuberías. Las nuevas conexiones pueden ser instaladas en los sistemas de tubería proporcionada por el diseño, la localización y el método de unión serán conforme a los principios del código aplicable. Los parches soldados de ángulo requieren consideraciones de diseño especial, especialmente relacionando a la eficiencia de la junta soldada y la corrosión de grieta. Los parches soldados de ángulo deberán ser diseñados por el ingeniero de tuberías. Un parche puede ser aplicado a las superficies externas de las tuberías, proporcionado esto de acuerdo con 8.1.3 y que reúna ambos de los siguientes requerimientos:

a. El parche propuesto proporciona la fuerza del diseño equivalente a una apertura fortalecida diseñada de acuerdo con el código aplicable.

b. El parche propuesto es diseñado para absorber la deformación de la membrana de la porción en una manera que esté de acuerdo con los principios del código aplicable, si los criterios siguientes son reunidos:



1. El esfuerzo de la membrana permisible no es excedido en la porción de la tubería o el parche.2. La deformación en el parche no resulta en esfuerzos de soldaduras de ángulo excediendo los

esfuerzos permisibles para tales soldaduras.3. un parche de revestimiento deberá tener esquinas redondeadas (Ver Apéndice C).

8.2.4 Materiales

Los materiales usados en la elaboración de reparaciones y alteraciones deberán ser de calidad soldable conocida, deberá conformar al código aplicable, y deberá ser compatible con el material original. Para requerimientos de verificación del material, ver 5.8.

8.2.5 Evaluación no destructiva

La aceptación de una reparación o alteración soldada deberá incluir NDE de acuerdo con el código aplicable y la especificación del propietario-usuario, a menos que de se especifique de otra manera en el API 570.

8.2.6 Evaluación de Presión

Después de que la soldadura sea completada, una prueba de presión de acuerdo con 3.6 deberá ser ejecutada si es práctica y considerada necesariamente por el inspector. Las pruebas de presión son normalmente requeridas después de las alteraciones y reparaciones mayores. Cuando una prueba de presión no es necesaria o práctica, NDE deberá ser utilizado en lugar de una prueba de presión. La substitución de los procedimientos especiales para una prueba de presión después de una alteración o reparación puede ser hecha solo después de la consulta con el inspector y el ingeniero de las tuberías. Cuando no sea práctico ejecutar una prueba de presión de soldadura del cierre de la curva del nivel final que une una sección de reemplazamiento o nueva de un sistema de tuberías a un sistema existente, todos los requerimientos siguientes deberán ser cubiertos:

a. El sistema de tuberías de reemplazo o nueva es evaluada de la presión.b. La soldadura de sello de penetración completa en bridas de cuello de extremo soldable y un

componente de la tubería estándar o secciones de fuerza del tubo de igual diámetro y espesor, axialmente alineado (no cortes de miter) y de materiales equivalentes. Las alternativas aceptables son: 1) en bridas slip-on Por casos de diseño arriba de la clase 150 y 500°F (260°C) son aceptables, y 2) bridas soket weld o uniones soket weld de diámetros de 2 o menores de clase de diseño 150 y 500 (260ºc). un espacio diseñado para soket weld o en algunos otros medios será un mínimo de dos pasos. Este por ASME B 31.3 y debe ser un mínimo de dos pasos.

c. Alguna soldadura al tope del cierre de la curva del nivel final deberá ser de calidad radiográfica 100 por ciento; la detección de defectos ultrasónicos de viga angular podría ser usado, proporcionado el criterio de aceptación apropiado que haya sido establecido.

d. MT o PT deberá ser ejecutado en el paso del fondo y la soldadura completa. Las soldaduras en ángulo deben tener PT.

El propietario usuario especificara a las industrias-calificadas en ondas transversales de UT para examinar soldaduras de sello que no han sido probadas por presión y para la reparación de las soldaduras identificadas por el ingeniero de tubería o el inspector autorizado. Es requerido que la industria-calificada use la publicaron mas actual de este código o aditamento.

8.3 Revaloración

Revalorar los sistemas de tuberías cambiando el rango de temperatura o el MAWP podría ser hecho sólo después de todo los siguientes requerimientos que hayan sido reunidos:



a. Los cálculos son ejecutados por el ingeniero de tuberías o el inspector.b. Todas las revaloraciones deberán ser establecidas de acuerdo con los requerimientos del código

hecho especialmente para el sistema de tuberías o por computación usando los métodos apropiados en las últimas ediciones del código aplicable.

c. Los registros de inspección de corriente verifican que el sistema de tuberías e línea es satisfactorio para las condiciones de servicio propuesto y que la tolerancia de corrosión apropiada es proporcionada.

d. Los sistemas de tuberías revalorados deberán ser probados de fuga de acuerdo con el código hecho para los sistemas de tuberías o la última edición de los códigos aplicables para las nuevas condiciones de servicio, al menos que los registros documentados indiquen que una prueba de fuga previa fue ejecutada al por mayor o igual que la presión de prueba para la nueva condición. Un incremento en la temperatura de rango que no afecta el esfuerzo de tensión aceptable no requiere una prueba de fuga.

e. El sistema de tuberías es checado para afirmar que los dispositivos desahogantes de presión requerida están presentes, están colocados en la presión apropiada y tienen la capacidad apropiada en la presión colocada.

f. La revaloración del sistema de tuberías es aceptable al inspector o el ingeniero de tuberías.g. Todos los componentes de las tuberías en el sistema (tales como válvulas, bridas, tornillos,

casquillos, empaques, y juntas de expansión) son adecuados para la nueva combinación de presión y temperatura.

h. La flexibilidad de las tuberías es adecuada para diseñar cambios de temperatura.i. Los registros de ingeniería apropiados son actualizados.j. Un decrecimiento en la temperatura de operación mínima es justificado por los resultados de

prueba de impacto, si se requiere por el código aplicable.

SECCION 9- INSPECCION DE TUBERIA ENTERRADA

La inspección de tubería de proceso enterrada (no regulado por el departamento de Transporte) es diferente de la inspección de tubería de proceso porque el deterioro importante externo puede ser causado por las condiciones de suelos corrosivos. Debido a que la inspección es dificultada por la inaccesibilidad de las áreas afectadas de la tubería, la inspección de tubería enterrada es tratada en una sección distinta de API 570. Importante, las referencias no mandatorias para la inspección de tubería subterránea están en los siguientes documentos: NACE: RP0169, RP0274, y RP0275; y la parte 11 de de API. RP 651.

9.1 TIPOS Y METODOS DE INSPECCION

9.1.1 INSPECCION VISUAL POR ENCIMA

Las señales de fugas en tubería enterrada podrían incluir un cambio en el contorno de superficie del suelo, la decoloración de la tierra, el debilitamiento del pavimento o asfalto, la formación de piscinas, los charcos de agua borboteando, o el olor perceptible. Inspeccionar la ruta de tubería enterrada es un método para identificar áreas problemáticas.

9.1.2 estudio de potencial intervalos –cortos

El estudio de potencial en intervalos-cortos se lleva a cabo en el nivel del suelo sobre el tubo enterrado puede ser usado para ubicar puntos de corrosión activos sobre la superficie del tubo. Las celdas de corrosión pueden formarse en la base del tubo vacío y recubierto donde el acero base hace contacto sobre ambos. Debido a que el potencial en la zona de la corrosión será perceptiblemente diferente de un área adyacente sobre el tubo, la ubicación de la actividad de corrosión puede ser determinada por esta técnica.



9.1.3 Examinacion holiday de tubería recubierta La examinación “holiday”en tubería recubierta puede ser usada para ubicar los defectos de capa sobre tubos cubiertos enterrados, y puede ser usada sobre sistemas de tubería recién construidos para asegurar que la capa está intacta y libre de “holiday”. Más a menudo es usada para evaluar la susceptibilidad de la capa de tubería enterrada que ha estado en servicio por un tiempo prolongado. Con los datos de la examinación, la eficacia de capa y rango del deterioro de capa puede ser determinado. Esta información es usada tanto para pronosticar la actividad de corrosión en un área específica y para pronosticar la sustitución de la capa para el control de corrosión.

9.1.4 Resistividad de la tierra

La corrosión de tubería sin o mal recubierta es a menudo causada por una mezcla de tierra diferente en contacto con la superficie de tubo. El carácter corrosivo de la tierra puede ser determinado por una medición de la resistividad de tierra. Los niveles de más bajos de resistividad son relativamente más corrosivos que los niveles más altos, especialmente en áreas donde el tubo esta expuesto a los cambios importantes de resistividad de la tierra. Las mediciones de resistividad de tierra deben ser llevadas a cabo usando el método Wenner four-pin de acuerdo con G57 de ASTM. En cajas de tubos paralelos o en áreas de cruce de gasoductos, podría ser necesario usar el método “single – pin” para medir la resistividad de la tierra con exactitud. Para medir resistividad de muestras de tierra de agujeros de barrena o excavaciones, una caja de tierra sirve para obtener los resultados exactos. La profundidad de la tubería será considerada por el método a ser usado y la ubicación de muestras. La prueba y la evaluación de los resultados deben ser llevadas a cabo por personal entrenado y experimentado en la prueba de resistividad de tierra.

9.1.5 la examinación por protección de Catódica

La tubería enterrada con protección catódica debe ser monitoreada con regularidad para garantizar suficientes niveles de protección. El monitoreo debe incluir la medición periódica y el análisis de potenciales tubo - tierra por personal entrenado y experimentado en la operación de sistema de protección de catódica. El monitoreo frecuente de componentes críticos con protección catódica, como rectificadores, es requerida para asegurar la operación de un sistema seguro. Referencia a RP0169 de NACE y a la parte RP de API de 11of 651 para la orientación aplicable a inspeccionar y mantener sistemas de protección de catódica para tubería enterrada.

9.1.6 METODOS DE INSPECION

Varios son los métodos de inspección que están disponibles. Algunos métodos pueden demostrar la apariencia o la condición de pared de la tubería, mientras que otros métodos demuestran solamente la condición interna. Los ejemplos a saber son:

A. tubería inteligente. Este método involucra el movimiento de un diablo instrumentado a través de la tubería mientras esta en servicio o después de que ha sido retirado del servicio. Algunos tipos de dispositivos están disponibles empleando los métodos diferentes de la inspección. La línea a ser evaluada debe estar libre de las restricciones que pueden causar que el dispositivo pegue dentro de la línea. Cinco curvas de diámetro son requeridas generalmente ya que en un tubo de 90 grados no puede pasar a un diablo instrumentado (pig). La línea también debe tener instalaciones para lanzar y recuperar a los diablos instrumentados (pig).

B. videocámaras. Están disponibles Cámaras de televisión que pueden ser insertadas en la tubería. Estas cámaras pueden proveer la información de inspección visual sobre la condición interna de la línea.C. la excavación. En muchos casos, es el único método de inspección disponible que puede ser llevado a cabo desenterrando la tubería para inspeccionar la condición externa de la tubería visualmente y evaluar su espesor y condición interna usando los métodos descritos en 5.4.2. Debe de tenerse precaución al



retirar tierra desde arriba y alrededor de la tubería para impedir dañar la línea o la capa de línea. Las últimas pulgadas (mm) de tierra deben ser eliminadas a mano para evitar esta posibilidad. Si la excavación es honda, los equipos de la zanja deben ser apropiadamente apuntalados para prevenir su derrumbe, de conformidad con reglas de la OSHA, cuando sea aplicable. Si la capa o la envoltura esta deteriorara o dañada, debe ser retirada en esa área para inspeccionar la condición del metal subyacente.

9.2 FRECUENCIA Y EXTENCION DE LA INSPECCION

9.2.1 LA VIGILANCIA VISUAL ABOVE-GRADE

El propietario / usuario debe, aproximadamente examinar con intervalos de 6 meses las condiciones de superficie y adyacente a cada vía del gasoducto (ver 9.1.1).

9.2.2 Examinacion de potencial tierra-tubo

Una examinacion de potencial a cortos - intervalo sobre una línea protegida catodicamente puede ser usada para verificar que la tubería enterrada tenga un potencial protector en toda su longitud. Para tubos mal cubiertos donde los potenciales de protección catódica son incongruentes, la examinacion puede ser dirigida a intervalos de 5-años para la verificación continua del control de corrosión.Para tuberías sin protección catódica o en áreas donde han ocurrido fugas debido a la corrosión externa, una prueba potenciales tubería-suelo puede llevarse a cabo a los largo de la línea. Debe excavarse donde se han localizado células de corrosión en la tubería para determinar la magnitud del daño de la corrosión. Un perfil de potencial continuo o una examinación en intervalos cortos puede requerirse para localizar celdas de corrosión activa.

9.3.2 Examinacion con “holiday” en Tubería recubierta

La frecuencia de la Examinacion “holiday” para tubería recubierta normalmente se basa en la ineficacia de otras técnicas de control de corrosión. Por ejemplo donde una tubería recubierta tenga perdida gradual de potenciales de la protección catódica, o una fuga de corrosión externa sobre la capa del recubrimiento, puede ser examinada con “hoiladay” .

9.2.3 resistividad del suelo

Para tubería enterrada en longitudes mayores de 30 metros y sin protección catódica, deben realizarse examinaciones de resistividad del suelo en intervalos de 5 años. Las mediciones de resistividad pueden ser utilizadas para la clasificación de corrosividad del suelo (ver 9.1.4) factores adicionales que pueden justificar la consideración de los cambios químicos de la tierra y análisis de resistencia de polarización de la interfase suelo/tubería.

9.2.5 PROTECCION CATODICA

Si la tubería tiene protección catódica, el sistema debe ser monitoreado a intervalos de conformidad con la sección 9 de RP 0169 de NACE o sección 5 de API RP 651.

9.2.6 INTERVALOS DE INSPECCION INTERNA Y EXTERNA

Si la corrosión interna de tubería enterrada es esperada a consecuencia de la inspección sobre la parte de arriba de la línea, en consecuencia los intervalos de inspección y los métodos para la parte enterrada deben ser ajustados. El inspector debe ser consciente y debe considerar la posibilidad de la corrosión interna acelerada en zonas de flujo estancado.



La condición externa de tubería enterrada que no tiene protección catódica debe ser determinado por cualquier “diablo instrumentado”, que pueda medir el espesor de pared, o excavando de acuerdo con el Cuadro 9-1. La corrosión externa importante detectada por “el diablo instrumentado” o por otros medios podría requerir la excavación y la evaluación incluso si la tubería tiene protección catódica. Tubería inspeccionada periódicamente por excavación será inspeccionada en longitudes de 2.5 metros en una o mas ubicaciones consideradas a ser más propensas a la corrosión. En la excavación debe inspeccionarse toda la circunferencia de la tubería para determinar el tipo y la extensión de la corrosión y la condición del recubrimiento. Si en la inspección se encuentra la protección de la tubería dañada o corrosión la excavación se extenderá hasta donde termine la condición identificada. Si el espesor de la pared de la tubería medido esta por debajo del espesor de retiro, será reparada o remplazada. Si la tubería esta contenida dentro de un tubo de cubierta, la condición de la cubierta debe ser inspeccionada para determinar si el agua o la tierra han penetrado en la tubería de cubierta. El inspector debe verificar lo siguiente: (a) si ambos extremos de la tubería de cubierta se extienden más allá de la tubería enterrada. (b) los extremos de la cubierta están sellados si la cubierta no tiene escurrimientos; y, (c) si la tubería de transmisión de presión esta apropiadamente recubierta.

9.2.7 intervalos de prueba de fuga

Una alternativa o suplemento para la inspección es la prueba de fuga con líquido a una presión por lo menos de 10 por ciento de máxima presión de operación a intervalos la longitud de ésos están mostradas en el Cuadro 9-1 para tubería sin protección catódica y a los mismos intervalos mostrados en el Cuadro 9-1 para tubería con protección catódica. La prueba de fuga debe ser mantenida por un período de 8 horas. Cuatro horas después de la presurización inicial del sistema de tubería, la presión debe ser anotada si es necesario la presión debe ser medida lejos de la fuente de presurización. Si, durante el período de prueba, la presión disminuye más de 5 por ciento, la tubería debe ser inspeccionada visual y exteriormente y/o inspeccionado interiormente para encontrar la fuga y evaluar la extensión de la corrosión interna. Las mediciones sónicas pueden ser provechosas para ubicar fugas durante la prueba de fuga. La tubería enterrada también puede ser examinada usando pruebas volumétricas utilizando corrección de temperatura o métodos de prueba de presión.

Otros métodos alternativos de prueba de fuga involucran la emisión acústica o la suministración de un fluido trazador detector de fuga como el helio o el exasulfuro de azufre. Si el fluido trazador es suministrado el propietario-usurario confirmara el proceso y el producto conveniente.

9.3 REPARACION EN LOS SISTEMAS DE TUBERIA

9.3.1 Reparación del recubrimiento

Cualquier capa de recubriendo quitada será sustituida y se inspeccionara apropiadamente para la reparación del recubrimiento, el inspector debe asegurarse que el recubrimiento se encuentra dentro del siguiente criterio:

a. si tiene una adherencia en la tubería para prevenir la filtración de humedad.b. Que este libre de discontinuidades en la capa.c. Tiene la suficiente fuerza para resistir el daño debido al manejo y la tensión de la tierra.d. Es suficientemente dúctil para prevenir el agrietamientoe. Si puede resistir cualquier protección catódica adicional

Además, en reparaciones de recubrimiento es muy usado un detector “holiday” de alto voltaje. El voltaje del detector debe ajustarse al valor apropiado según el material del recubrimiento y el espesor. Se reparara cualquier “holiday” encontrado y se reexaminara.



9.3.2 las reparaciones con grapas

Si las fugas de tubería son reparadas con grapas, la situación de alerta será anotada en el registro de la inspección y puede marcarse la superficie. La fecha de instalación y la criticidad de alerta serán marcadas y registradas. Toda alerta será considerada temporal. La tubería debe repararse completamente en la primera oportunidad.

9.3.3 REPARACION DE SOLDADURAS

Las reparaciones de soldadura se realizaran de acuerdo con 8.2

9.4 REGISTROS

Los sistemas de registro para tubería enterrada deben ser de conformidad con 7.6. Además un registro de la ubicación y la fecha de las grapas temporales deben ser mantenidos.

APENDICE A- CERTIFICACION DEL INSPECTOR

A.1 EXAMINACION

Un examen escrito para certificar inspectores dentro de los alcances de API 570, código de inspección para tubería, inspección, reparación, alteración y revaloración para equipo en servicio de sistemas de tubería, será administrado por API o una tercera parte designada por API. El examen estará basado en los conocimientos actuales publicados por API.

A.2 CERTIFICACION

A.2.1 un certificado de inspector API 570 de tubería autorizado será emitido cuando el solicitante ha aprobado el examen de certificación con éxito y satisface los requisitos de escolaridad y experiencia. La escolaridad y experiencia, de acuerdo con lo siguiente:a. un titulo de postgrado de ingeniería o universidad tecnológica, un año de experiencia en las actividades de inspección o participación en la actividades de inspección de API 570b. un titulo de dos años de ingeniería o universidad tecnológica, 2 años de experiencia en el diseño, construcción, reparación, operación, o inspección de sistemas de tubería descritos en API 570c. un diploma de la escuela secundaria o equivalente, mas de tres años de experiencia en el diseño, construcción, reparación, operación, o inspección de sistemas de tubería descritos en API 570d. cinco años de experiencia en el diseño, construcción, reparación, operación o inspección de sistemas de tubería descritos en API 570

A.2.2 un inspector API de tuberías autorizado tendrá un certificado con una vigencia de tres años después de la fecha de emisión.A.2.3 la certificación de un inspector API será valida en cualquier jurisdicción y cualquier lugar donde que acepte o no prohíba el uso de API 570

A3 AGENCIA DE CERTIFICACION

El instituto americano del petróleo será la agencia de certificación.

A4 RETROACTIVIDAD Los requisitos de certificación de API 570 no serán retroactivos o interpretarse como aplicables antes de doce meses después de la fecha de publicación de esta edición o aditamento de API 570. Los requisitos



de recertificacion de API 570 A.5.2 no serán retroactivos o interpretados como aplicables después antes de tres años después de la publicación de esta edición o aditamento de API 570.

A.5 RECERTIFICACION

A.5.1 la recertificacion es requerida después de tres años de la emisión del certificado de API 570 al inspector autorizado. La recertificacion por prueba escrita se requerirá para inspectores autorizados que que no han estado activos en actividades de inspección del API 570. Los exámenes se realizaran de acuerdo con todas las provisiones contenidas en API 570.A.5.2 “activamente comprometido como inspector de tuberías autorizado” se definirá como un mínimo del 20% de tiempo gastado realizando actividades de inspección de vigilancia como se describe en el API 570 durante el periodo de certificación de API 570.

APENDICE B CONSULTAS TÉCNICAS

B.1 Introducción

API considerará los requerimientos escritos para las interpretaciones de API 570. El personal del API hará tales interpretaciones en escritos después de las consultas, si es necesario con las oficinas de comité apropiado y los miembros del comité. El comité de API es responsable del mantenimiento del API 570 reúne regularmente para considerar los requerimientos escritos para las interpretaciones y revisiones y desarrollar un nuevo criterio como el dictado por el desarrollo tecnológico. Las actividades del comité en este concepto son limitados estrictamente para las interpretaciones de API 570 o para las consideraciones de revisiones de API 570 basadas en los nuevos datos o en la tecnología. Como problema de política API no aprueba, certifica, clasifica cualquier artículo o dispositivo o actividad y de acuerdo a las consultas requeridas, tal consideración será retornada o regresada. Además, API no actúa como un consultante en problemas de ingeniería específicos o en el entendimiento general o las aplicaciones de las reglas. Si se basa en las consultas de información submitidas, es la opinión del comité que las consultas deben buscar asistencia técnica o de ingeniería, la consulta será retornada con la recomendación que tal asistencia ha obtenido.

Todas las consultas que no proporcionen la información necesaria para el completo entendimiento serán regresadas.

B.2 Formato de Consulta

Las consultas deben ser limitadas estrictamente para los requerimientos de interpretación de API 570 o las consideraciones de revisiones de API 570 basadas en datos nuevos o datos de tecnología. Las consultas deben ser submitidas en el siguiente formato:

a) Alcance: la consulta debe incluir un sujeto simple o sujetos relacionados cercanamente. Una carta de consulta que concierne a sujetos no relacionados será regresada.

b) Antecedentes: la carta de consulta manifiesta el propósito de la consulta será tanto como para obtener una interpretación de API 570 o una propuesta de consideración de revisión de API 570. La carta proporcionará concisamente la información necesaria para un entendimiento completo de la consulta (con bosquejos como sean necesarios) y las referencias incluidas para la revisión aplicable, revisión, párrafos, figuras o tablas.



c) Consulta: la consulta será manifestada en un formato de preguntas precisas y resumidas omitiendo la información de antecedentes superfluo y , donde sea apropiado, compuesto en tal manera que “si” o “no” (quizás con condiciones) sería una respuesta adaptable. Esta manifestación de consulta debe ser corregida técnica y editorialmente. El consultador manifestará lo que el o ella considere que el API 570 requiera. Si en la opinión del consultador una revisión de API 570 es necesaria, el consultador proveerá la fraseología recomendada.

Asumir la consulta en forma de escrita a máquina; sin embargo, las consultas escritas legibles escritas a mano serán consideradas. Incluye el nombre y la dirección del consultador. Asumiendo los propósitos de la siguientes direcciones: director, fábrica, departamento de distribución y mercadeo, Instituto Americano del Petróleo, calle 1220, N. W., Washington D. C. 20005. [email protected].

APÉNDICE C – EJEMPLOS DE REPARACIONES

C-1 Reparaciones

La utilización de soldadura manual procesos de arco metálico de gas o arco metálico blindado pueden ser usados. Cuando la temperatura esta debajo de los 50°F(10°C), electrodos de hidrogeno bajo, AWS E-XX16 o E-XX18, deberán ser usados cuando los materiales de soldadura conforme al ASTM A-53, Grados A y B; A-106, Grados A y B; A-333; A-334 API 5L; y otro material similar. Estos electrodos deberían también ser usados en bajos grados de material cuando la temperatura del material esta bajo los 32°F (0°C). El ingeniero de tuberías de línea debería ser consultado para casos que incluyen diferente materiales. Cuando los electrodos AWS E-XX16 o E-XX18 son usados en números 2 y 3 de soldadura (ver figura D-1 abajo), los cordones deberán ser depositados comenzando desde el fondo del ensamble y soldando hacia arriba. El diámetro de estos electrodos no debería exceder 5/32 pulgadas (4.0 milímetros). Los electrodos más largos de 5/32 pulgadas (4.0 milímetros) podrían ser usados en número 1 de soldadura (ver Figura D-1), pero el diámetro no debería exceder 3/16 pulgadas (4.8 milímetros). Las soldaduras longitudinales (número 1, Figura D-1) en la chaqueta reforzante deberá ser ajustada con una cinta adaptable o cinta de respaldo de acero dulce (ver nota) para prevenir la fudicion de la soldadura a la pared lateral del tubo.

Nota: Si el tubo original a lo largo del número 1 de soldadura ha sido checado detalladamente por métodos ultrasónicos y es de suficiente espesor para soldadura, una cinta de respaldo no es necesaria.

Todos los procedimientos de soldadura y reparaciones para líneas en funcionamiento deben ser conforme a la publicación 2201 del API.

D-2 Solapas de reparación pequeñas

El diámetro de los electrodos no debería exceder 5/32 pulgadas (4.0 milímetros). Cuando la temperatura de el material base está debajo de los 32°F (0°C), los electrodos de hidrógeno bajo deberán ser usados. La soldadura de tejido de los cordones de soldaduras depositados con los electrodos de hidrógeno bajo deberían ser prevenidas.

Todos los procedimientos de soldadura y reparaciones para líneas en funcionamiento deben estar conforme a la publicación 2201 del API. Ejemplos de pequeños parches son mostrados abajo en la Figura C-2.



APENDICE D- LISTA DE CHEQUEO PARA INSPECCION EXTERNA EN TUBERIA DE PROCESO

D.1 Lista de chequeo para inspección externa en tubería de proceso

Titulo de publicación #Fecha de inspección.Estado de Articulo inspeccionado.

a. Fugas

1. Proceso

2. Gas trazador

3. Grapas existentes

b. Desalineamiento

1. Desalineamiento de tubería/movimiento restringido

2. Desalineamiento de junta de expansión

c. Vibración

1. peso de suspensión superior excesivo

2. soporte inadecuado

3. Tubería aleada o de diámetro pequeño o delgado

4. Conexiones roscadas 5. Soportes flojos causando desgaste del metal

d. Soportes

1. Zapatas fuera de soporte

2. Perdida debido a roturas/ distorsión de barra de suspensión

3. Resortes desgastados

4. Roturas/ distorsión de abrazaderas

5. Repisa holgada

6. Placas de movimiento/rodillo

7. Condición de balance de contador

8. Corrosión en soportes



e. Corrosión

1. Pernos de soportes puntos bajo abrazaderas

2. Deterioro de la pintura/recubrimiento

3. Interfase suelo aire

4. Aislamiento de interfase

5. Crecimiento de vegetación

f. Aislamiento

1. Daños o penetración

2. Encamisado faltante o aislamiento

3. Sello deteriorado

4. Protuberancias

5. Encintado (roto/perdido)


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