API RP 574-1998 SEGUNDA EDICIN

Prcticas de Inspeccin para Componentes de Sistemas de Tuberas

PRCTICA RECOMENDADA API 574

TERCERA EDICIN, NOVIEMBRE 2009

Prcticas de Inspeccin para Componentes de Sistemas de Tuberas

1Alcance

Esta prctica recomendada (RP) complementa API 570, proporcionando inspectores de tuberas con informacin que puede mejorar la habilidad y aumentar el conocimiento y las prcticas bsicas. Esta RP describe las prcticas de inspeccin de tuberas, tubos, vlvulas (excepto las vlvulas de control), y accesorios utilizados en las refineras de petrleo y plantas qumicas. Componentes comunes de tuberas, tipos de vlvulas, mtodos de unin de tuberas, los procesos de planeacin de la inspeccin, los intervalos de inspeccin y tcnicas y los tipos de registros se describen para ayudar al inspector en el cumplimiento de su funcin para implementar el API 570. Esta publicacin no cubre la inspeccin de artculos especiales, incluyendo vlvulas de instrumentacin y control.

2Normativa de Referencias

Los siguientes documentos referenciados son indispensables para la aplicacin de este documento. Para las referencias con fecha, slo aplica la edicin citada. Para las referencias sin fecha se aplica la ltima edicin del documento de referencia (incluyendo cualquier modificacin).

API 570, Piping Inspection Code: Inspection, Repair, Alteration, and Rerating of In-service Piping Systems API Recommended Practice 571, Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in the Refining IndustryAPI Recommended Practice 577, Welding Inspection and Metallurgy API Recommended Practice 578, Material Verification Program for New and Existing Alloy Piping Systems

API 579-1/ASME FFS-11, Fitness-For-Service API Recommended Practice 580, Risk-Based Inspection API Recommended Practice 581, Risk-Based Inspection Technology API Specification 5L, Specification for Line Pipe

API Standard 594, Check Valves: Flanged, Lug, Wafer and Butt-welding

API Standard 598, Valve Inspection and Testing

API Standard 599, Metal Plug ValvesFlanged, Threaded and Welding Ends

API Standard 600, Steel Gate ValvesFlanged and Butt-welding Ends, Bolted Bonnets

API Standard 602, Steel Gate, Globe and Check Valves for Sizes DN 100 and Smaller for the Petroleum and Natural Gas IndustriesAPI Standard 603, Corrosion-resistant, Bolted Bonnet Gate ValvesFlanged and Butt-welding Ends

API Standard 608, Metal Ball ValvesFlanged, Threaded and Welding Ends

API Standard 609, Butterfly Valves: Double Flanged, Lug- and Wafer-Type

API Recommended Practice 651, Cathodic Protection of Aboveground Petroleum Storage Tanks

API Recommended Practice 751, Safe Operation of Hydrofluoric Acid Alkylation Units

API Recommended Practice 932-B, Design, Materials, Fabrication, Operation, and Inspection Guidelines for Corrosion Control in Hydroprocessing Reactor Effluent Air Cooler (REAC) SystemsAPI Recommended Practice 936, Refractory Installation Quality Control GuidelinesInspection and Testing Monolithic Refractory Linings and MaterialsAPI Recommended Practice 941, Steels for Hydrogen Service at Elevated Temperatures and Pressures in Petroleum Refineries and Petrochemical PlantsAPI Recommended Practice 945, Avoiding Environmental Cracking in Amine Units

API Publication 2217A, Guidelines for Work in Inert Confined Spaces in the Petroleum and Petrochemical Industry

ASME B1.20.12, Pipe Threads, General Purpose (Inch)

ASME B16.20, Metallic Gaskets for Pipe FlangesRing-Joint, Spiral-Wound, and Jacketed

ASME B16.25, Buttwelding Ends

ASME B16.34, ValvesFlanged, Threaded, and Welding End

ASME B16.47, Large Diameter Steel Flanges

ASME B16.5, Pipe Flanges and Flanged Fittings NPS 1/2 Through NPS 24 Metric/Inch Standard

ASME B31.3, Process Piping

ASME B31G, Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines

ASME B36.10M, Welded and Seamless Wrought Steel Pipe

ASME B36.19M, Stainless Steel Pipe

ASME Boiler and Pressure Vessel Code (BPVC), Section V: Nondestructive Examination

ASME Boiler and Pressure Vessel Code (BPVC), Section V: Nondestructive Examination; Article 11: Acoustic Emission Examination of Fiber Reinforced Plastic Vessels

ASME RTP-1, Reinforced Thermoset Plastic Corrosion Resistant Equipment

ASTM A53 3, Standard Specification for Pipe, Steel, Black and Hot-Dipped, Zinc-Coated, Welded and Seamless

ASTM A106, Standard Specification for Seamless Carbon Steel Pipe for High-Temperature Service

ASTM A530, Standard Specification for General Requirements for Specialized Carbon and Alloy Steel Pipe

ASTM B88, Standard Specification for Seamless Copper Water Tube

ASTM D2583, Standard Test Method for Indentation Hardness of Rigid Plastics By Means of a Barcol Impressor

ASTM E1118, Standard Practice for Acoustic Emission Examination of Reinforced Thermosetting Resin Pipe (RTRP)

ASTM G57, Standard Test Method for Field Measurement of Soil Resistivity Using the Wenner Four-Electrode Method

MTI Project 129-994, Self-help Guide for In-service Inspection of FRP Equipment and Piping

MTI Project 160-04, Guide for Design, Manufacture, Installation & Operation of FRP Flanges and Gaskets

NACE RP 01695, Control of External Corrosion on Underground or Submerged Metallic Piping Systems

NACE RP 0274, Standard Recommended Practice High-Voltage Electrical Inspection of Pipeline Coatings

NACE Publication 34101, Refinery Injection and Process Mixing Points

OLF6, Recommended Guidelines for NDT of GRP Pipe Systems and Tanks

Title 29 Code of Federal Regulatiosn (CFR) Part 1910.119 7, Process Safety Management of Highly HazardousChemicals.3Trminos, Definiciones, Acrnimos y Abreviaciones. 3.1 Trminos y DefinicionesPara efectos de este documento, se aplican las siguientes definiciones.

3.1.1Alteracin

Un cambio fsico en los componentes que tienen implicaciones de diseo que afectan la capacidad para contener presin o flexibilidad de un sistema de tuberas ms all del alcance de su diseo.

NOTA Las siguientes alteraciones no se consideran: comparable o duplicar reemplazo; la adicin de cualquier rama reforzada conexin igual o menor que el tamao de conexiones de ramales reforzados existentes; y la adicin de conexiones de ramales no que requiere refuerzo.

3.1.2

ASME B31.3

Abreviacin para ASME B31.3, Tuberas de Proceso por ASME Internacional.

3.1.3 Recubrimiento

Una placa de metal adherida a un sustrato de metal a alta presin y temperatura, cuyas propiedades se adaptan mejor para resistir el dao del proceso que el metal sustrato.

3.1.4

Localizacin de monitoreo de condicin

CMLs

Las reas designadas en los sistemas de tuberas donde se realizan exmenes peridicos. Anteriormente, eran denominados normalmente como" puntos de monitoreo de espesor (TMLS)"

3.1.5

Tolerancia de corrosin.El espesor del material agregado para permitir la prdida de material durante la vida de diseo del componente.3.1.6

Especialista en corrosinUna persona, aceptable para el propietario/usuario, que tiene conocimiento y experiencia en mecanismos de dao de corrosin, metalurgia, seleccin de materiales y tcnicas de monitoreo de corrosin.

3.1.7

Corrosin bajo aislamiento

CUI

Corrosin bajo aislamiento, incluyendo grietas por corrosin bajo tensin.

3.1.8

Piernas muertas

Componentes de un sistema de tuberas que normalmente no tienen flujo significativo.

3.1.9

Defecto

Una imperfeccin de cualquier tipo que excede los criterios de aceptacin.

3.1.10

Temperatura de Diseo

La temperatura a la que, bajo la presin coincidente, el espesor mayor o ms alta clasificacin de un sistema de tuberas Se requiere componente.

NOTA: La temperatura de diseo es equivalente a la temperatura de diseo, como se define en ASME B31.3 y otras secciones de cdigo, y est sujeta a las mismas normas relativas a las prestaciones de las variaciones de presin o temperatura o ambos. Los diferentes componentes en el mismo sistema de tuberas o circuito pueden tener diferentes temperaturas de diseo. Al establecer esta temperatura, debe considerarse la posibilidad de procesar las temperaturas del fluido, la temperatura ambiente, calefaccin/refrigeracin temperaturas medios de comunicacin y el aislamiento.

3.1.11Puntos de Examinacin

Un rea definida por un crculo que tiene un dimetro no mayor de 2 pulg., (50 mm) para un dimetro de la lnea que no exceda de 10 pulg., (250 mm), o no mayor que 3 pulg., (75 mm) para las lneas ms grandes.

3.1.12

Imperfeccin

Defectos u otras discontinuidades observadas durante la inspeccin que pueden estar sujetos a criterios de aceptacin durante un anlisis de ingeniera e inspeccin.

3.1.13

Puntos de Inyeccin

Lugares en los que se inyectan en proceso relativamente pequeas cantidades de materiales corrientes para controlar la qumica u otras variables del proceso.

NOTA: Los puntos de inyeccin no incluyen los lugares donde dos corrientes de proceso se unen (mezcla de Tees ).

3.1.14

En servicio

Los sistemas de tuberas que han sido puestos en operacin en lugar de nueva construccin antes de ser puestos en servicio.Nota: Un sistema de tuberas que no est en funcionamiento debido a un corte de luz todava se considera un sistema de tuberas en servicio.

3.1.15

Plan de Inspeccin

Una estrategia que define cmo y cundo sern inspeccionados un sistema de tuberas o circuito de tuberas, reparar y/o dar mantenimiento.

3.1.16

Inspector

Inspector Autorizado en Tuberas.

3.1.17

?

3.1.18

Jurisdiccin.

La administracin del gobierno legalmente constituida que puede adoptar normas relativas a los sistemas de tuberas.

3.1.19

Recubrimiento

Un material no metlico o metlico, instalado en el interior de la tubera, cuyas propiedades son ms adecuadas para resistir el dao del proceso del material de sustrato.

3.1.20

Alerta mnima de espesor

Un espesor mayor que el espesor mnimo requerido que proporciona para la alerta temprana de la que el futuro la vida til de la tubera se gestiona mediante una mayor inspeccin y evaluacin de la vida restante.

3.1.21Espesor mnimo requerido

El espesor mnimo requerido para la Localizacin del Monitoreo de la Condicin (CML). Es la presin mayor del espesor de diseo o el espesor mnimo estructural en un CML. No incluye la tolerancia del espesor de corrosin o molino tolerancias.

3.1.22Mezclando Tees

Un componente de tubera que combina las dos corrientes de proceso de diferente composicin y / o la temperatura.

3.1.23En funcionamiento

Una condicin en donde la tubera contiene cualquier cantidad de fluido de proceso.

3.1.24

Propietario/UsuarioUn propietario o usuario de los sistemas de tuberas que ejerce el control de la operacin, ingeniera, inspeccin, reparacin, modificacin, pruebas y recalificacin de los sistemas de tuberas.

3.1.25

Tubera

Un cilindro de baja presin utilizada para transmitir un fluido o para transmitir un fluido a presin, normalmente designado como "tubo" en las especificaciones de materiales aplicables.

NOTA: Los materiales designados "tubo" o "tubera" en las especificaciones son tratados como tubera cuando se destine al servicio de la presin.

3.1.26Circuito de Tubera

Un circuito de tubera es una seccin de la tubera de la que todos los puntos estn expuestos a un ambiente de corrosividad similar y que es de las condiciones de diseo similares y material de construccin3.1.27Ingeniero de Tubera

Una o ms personas u organizaciones que sean aceptables para el propietario / usuario que estn bien informados y con experiencia en las disciplinas de ingeniera asociados a la evaluacin de las caractersticas mecnicas y materiales que afectan la integridad y fiabilidad de los componentes y sistemas de tuberasNOTA: El ingeniero de tubera, mediante la consulta con los especialistas adecuados, debe considerarse como un compuesto de todas las entidades necesarias para abordar correctamente un requisito tcnico.

3.1.28Sistema de Tubera

Un sistema de circuitos de tuberas interconectados, sujetos al mismo conjunto o conjuntos de condiciones de diseo, que se utilizan para transmitir, distribuir, mezclar, separar, descarga, metro, control o desairar flujos de fluidos.

NOTA: El sistema de tuberas tambin incluye elementos de tubera de apoyo, pero no incluye las estructuras de apoyo, tales como marcos de construccin, inclinaciones y fundaciones.

3.1.29

Espesor de diseo de presin

Espesor mnimo necesario de pared del tubo para mantener la presin de diseo a la temperatura de diseo como se determina utilizando la frmula cdigo de clasificacin.NOTA: espesor de diseo de presin no incluye espesor para cargas estructurales, la tolerancia de corrosin o tolerancias de molino3.1.30Reparacin

Una reparacin es el trabajo necesario para restaurar un sistema de tuberas a una condicin adecuada para un funcionamiento seguro en las condiciones de diseo.

3.1.31

Reclasificacin

Un cambio en cualquiera de los dos o ambas condiciones, la temperatura de diseo o la presin mxima permisible de un sistema de tuberas.

NOTA: Una reclasificacin puede consistir en un aumento, disminucin o una combinacin. Reduccin de potencia por debajo de las condiciones originales de diseo es un medio para proporcionar un mayor margen de corrosin

3.1.32Riesgo basado en la InspeccinRBI

Un proceso de evaluacin y gestin de riesgos que se centra en la planificacin de la inspeccin de la prdida de la contencin de los equipos a presin en las instalaciones de proceso, debido al deterioro del material

NOTA: Estos riesgos se gestionan principalmente a travs de la inspeccin con el fin de influir en la probabilidad de fallas.

3.1.33

Tuberas de cdula baja

SBP

Tubera o componentes de tubera que son menores o igual que NPS 2 (Normal Pipe Size).

3.1.34

Interfaz suelo-aire

S/A Interface

Un rea en la que la corrosin externa aument y puede producirse en el tubo parcialmente enterrado y donde la tubera enterrada comienza a extenderse sobre el suelo.NOTA: La zona de la corrosin puede variar dependiendo de factores tales como la humedad, contenido de oxgeno del suelo y la temperatura de funcionamiento. La zona es considerada generalmente ser de 12 plg. (30 cm) por debajo de 6 plg. (15 cm) por encima de la superficie del suelo. Tubo en funcionamiento, en paralelo con la superficie del suelo que contacta con el suelo debe ser incluido.

3.1.35Carretes

Una seccin de la tubera comprendida por bridas y otros accesorios de conexin, como las uniones.

3.1.36

Tiras de recubrimiento

Tiras de placas de metal u hojas que se sueldan a la parte interior de la pared del tubo.

NOTA: Normalmente, las tiras son de una aleacin ms resistente a la corrosin o resistente a la erosin de la pared del tubo y proporcionan la corrosin / resistencia a la erosin adicional

3.1.37Espesor mnimo estructural

Espesor mnimo sin tolerancia de corrosin, en base a las cargas estructurales y otros.

NOTA: El espesor es bien determinado de una tabla de clculos o de ingeniera estndar. No incluye el espesor de la tolerancia de corrosin o molino tolerancias.

3.1.38Agujero testigo

Pequeos orificios piloto taladrados en la pared del tubo o componente utilizando de patrones y profundidades especificadas y controladas para actuar como una deteccin temprana y proteger contra roturas como consecuencia de la corrosin interna , la erosin y la erosin y la corrosin.

3.1.39

Fragilizacin por temperatura

La reduccin en la tenacidad debido a un cambio metalrgico que pueden ocurrir en algunos aceros de baja aleacin , por ejemplo, 2 1/4 Cr - 1Mo , como resultado de la exposicin a largo plazo en el rango de temperatura de aproximadamente 650 F a 1100 F ( 345 C a 595 C).

3.1.40

Prueba

Procedimientos utilizados para determinar la dureza del material, la fuerza y tenacidad a la entalla.

Ejemplo: La prueba de presin, si se realiza hidrosttica, neumtica o una combinacin hidrosttica/neumtica, o ensayos mecnicos.

NOTA: Las pruebas no se refieren a END usando tcnicas tales como PT, MT, etc.

3.1.41

Recubrimiento de la soldaduraUn revestimiento aplicado por soldadura de un metal a la superficie.

NOTA: El metal de relleno tpicamente resiste mejor la corrosin y / o resistencia a la erosin para el medio ambiente que el metal adyacente.

3.2Acrnimos y AbreviacionesA los efectos de este documento, se aplican las siguientes siglas y abreviaturas.

ACFM

alternating current field measurement (Medicin del campo de corriente alterna)AE

acoustic emission examination technique (Tcnica de emisin acstica)

AUT

automated ultrasonic examination technique (Tcnica automatizada de examinacin Ultrasnica)CML

condition monitoring location (Localizacin del Monitoreo de la Condicin)

CUI

corrosion under insulation (Corrosin bajo aislamiento)

DN

nominal diameter (used in SI system to describe pipe size) Dimetro NominalEMAT

electromagnetic acoustic transducer (transductor electromagntico acstico) ERW

electric resistance welded (Soldadura por resistencia elctrica)

ET

eddy current examination technique (Tcnica de Corrientes de Eddy)

FCC

fluid catalytic cracking (Agrietamiento por fluido cataltico) FRP

fiber reinforced plastic (Plstico reforzado de fibra)

HIC

hydrogen induced cracking (Grietas Inducidas por Hidrgeno)ID

Inside Diameter (Dimetro Interno)

LCD

Liquid Crystal displays (Pantalla de cristal lquido)

LED

light emitting diodes (diodos emisores de luz)

MT

Magnetic Particle examination technique (Tcnica de Partculas Magnticas)

MW

Microwave examination technique (Tcnica de examinacin con microondas)

NDE

Non Destructive Examination (Examinacin NO Destructiva)

NPS

Normal pipe size (Tamao normal del tubo)

OD

Outside Diameter (Dimetro Externo)

PMI

Positive material identification (Identificacin aceptable del material)

PPE

Personal protective equipment (Equipo de proteccin personal)

PT

Liquid penetrant examination technique (Lquidos Penetrantes)

PWHT

post-weld heat treatment (tratamiento trmico posterior a la soldadura)

RBI

risk-based inspection (Inspeccin basada en riesgo)

RT

radiographic examination technique (Radiografa Industrial)

S/A interfacesoil-to-air interface (Interfaz suelo-aire)

SBP

small-bore piping (Tubera de bajo calibre)

SCC

stress corrosion cracking (agrietamiento de corrosin por tensin)

TML

thickness monitoring location (Localizacin del monitoreo de espesor)

TOFD

time-of-flight diffraction (difraccin de tiempo de vuelo)UT

ultrasonic examination technique (Tcnica de examinacin con Ultrasonido)

UV

ultraviolet (Ultravioleta)

WFMT

wet fluorescent magnetic particle examination technique (Partculas magnticas hmedas fuorescentes)4Componentes de Tuberas

4.1TUBERA4.1.1General

4.1.1.1 La tubera podr estar hecha de cualquier material que pueda ser rolado y soldado, fundido estirado a travs de un troquel para formar una seccin tubular. Los dos ms comunes materiales de acero al carbn usados en la industria petroqumica son el ASTM A53 y A106.La industria generalmente usa tubera sin costura para la mayora de los servicios. Las tuberas con dimetros nominales mayores de 16 pulgadas (406 mm) son usualmente fabricadas por placas roladas y las costuras soldadas. Las tuberas de fundicin centrifugada podrn ser moldeadas, y despus maquinadas a cualquier espesor deseado. Las tuberas de acero y de aleacin son fabricadas para dimensiones estandarizadas en tamaos nominales de tuberas arriba de 48 pulgadas (1219 mm).4.1.1.2 Los espesores de paredes estn designados como cedulas de tuberas en tamaos nominales arriba de 36 pulgadas. Las designaciones tradicionales- peso estandarizado, extra fuerte y doblemente extra fuerte- difieren de las cedulas constantemente cercanas a pesar de todo a los espesores. Para tamaos nominales de tuberas de 12 pulgadas y menores, el tamao se refiere al dimetro interior el peso estandarizado de la tubera; para tamaos nominales de tuberas de 14 pulgadas y mayores, el tamao denota el tamao actual exterior. El dimetro de la tubera esta expresado como tamao de tubera nominal (NPS) el cual esta basado en estas prcticas de medicin. La Tabla 1 y 1 a, listan las dimensiones de tuberas ferrticas de desde NPS 1/8 hasta NPS 24. (Ver, tambin ASME B 36.10 M para las dimensiones de tuberas soldadas y costuradas de hierro forjado y ASME B36.19M para dimensiones de tuberas de acero inoxidable). 4.1.1.3 Las tolerancias en dimetros de tuberas difieren de una tubera a otra. La Tabla 3 enlista las tolerancias aceptables para dimetros y espesores de la mayora de tuberas ferrticas del Cdigo ASTM. El espesor actual de tuberas sin costura podrn variar de su espesor nominal por una tolerancia de fabricacin de a lo mucho de 12.5 %. La tolerancia inferior para tuberas soldadas es 0.01 pulgadas (0.25 mm.). Las tuberas fundidas tiene una tolerancia de espesor de +1/16 de pulgada (1.6 mm) y -0 pulgadas, como esta especificado en el Cdigo ASTM 530. Consultar las especificaciones de material del Cdigo ASTM su equivalente en ASME para determinar cuales tolerancias estn permitidas para un material especfico. Las tuberas con extremos que estn biseladas roscadas con roscas estndar podrn ser obtenidas en varias longitudes. Las tuberas podrn ser obtenidas niveles de esfuerzos dependiendo del grado del material, incluyendo materiales aleados, y los tratamientos trmicos especificados.

4.1.1.4 Las tuberas de hierro fundido son generalmente usadas para servicios no peligrosos, tales como agua, no son recomendados generalmente para servicio con hidrocarburos presurizados. Los estndares y tamaos para tuberas de hierro fundido difieren de aquellos para tuberas soldadas y sin costura.

Tabla 1 Dimetro nominal de tubera (NPSs), Cdula, Categora y dimensiones de la tubera de acero.

Tabla 1 Dimetro nominal de tubera (NPSs), Cdula, Categora y dimensiones de la tubera de acero (Cont).

Tabla 1 Dimetro nominal de tubera (NPSs), Cdula, Categora y dimensiones de la tubera de acero (Cont).

Tabla 1 Dimetro nominal de tubera (NPSs), Cdula, Categora y dimensiones de la tubera de acero (Cont).

4.1.2 Plstico reforzado con fibra (FRP) Tubera

4.1.2.1Los materiales no metlicos han alcanzado un uso significativo de los sistemas de tuberas en la industria de los hidrocarburos. Ellos tienen ventajas significativas sobre los materiales metlicos ms conocidos, pero tambin tienen mecanismos de construccin y de deterioro nicos que pueden conducir a fallas prematuras si no se tratan adecuadamente.

4.1.2.2El trmino no metlico tiene una definicin amplia, pero en este apartado se refiere a la fibra reforzada de los grupos plsticos que abarca el FRP y GRP. El extruido, generalmente no metlicos homogneos, tales como polietileno de alta y baja densidad se excluyen.

4.1.2.3Aplicaciones de servicios tpicos de tuberas FRP incluyen: agua de servicio, agua de proceso, medio de refrigeracin, agua potable, aguas negras / grises agua, los residuos no peligrosos, desages no peligrosos, rejillas de ventilacin no peligrosas, productos qumicos, tuberas del anillo aguardiente, sistemas de diluvio aguardiente producido y el agua de lastre.4.1.2.4El diseo de estos sistemas de tuberas depende en gran medida de la aplicacin. Muchas empresas han desarrollado sus propias especificaciones que describen los materiales, calidad, requisitos de fabricacin y factores de diseo. ASME B31.3, Captulo VII, cubre los requisitos de diseo de la tubera no metlica. American Water Works Association (AWWA) es una organizacin que tambin proporciona orientacin sobre el diseo de tuberas de FRP y pruebas. Estos cdigos y normas, sin embargo, no ofrecen orientacin en cuanto a la eleccin correcta de las barreras a la corrosin, las resinas, los mtodos que fabrican y sistemas de unin para una aplicacin particular. El usuario debe tener en cuenta otras fuentes, como la resina y tuberas fabricantes de orientaciones para su aplicacin particular.4.1.2.5Histricamente, muchas de las fallas en las tuberas de FRP estn relacionados con la prctica de la construccin pobre. La falta de familiaridad con los materiales puede llevar a una falta de reconocimiento de los detalles de la atencin que se debe aplicar en la construccin.4.1.2.6

Los materiales FRP requieren algn entendimiento en cuanto a su fabricacin. Cada tcnica de fabricacin va a generar un conjunto diferente de propiedades fsicas. Cada sistema de resina tiene una limitacin de la temperatura y cada sistema de articulacin tiene sus ventajas y desventajas. La calificacin de soldadores y ensambladoras es tan importante para la fabricacin de FRP como

Tabla 2 Dimetro nominal de tubera (NPSs), Cdula, Categora y dimensiones de la tubera de acero inoxidable.

Tabla 2 Dimetro nominal de tubera (NPSs), Cdula, Categora y dimensiones de la tubera de acero inoxidable (Cont).

Tabla 3Tolerancias permisibles en dimetros y espesores para tubera ferrtica.

calificacin de los soldadores es para la fabricacin de metal. Debido a las limitaciones en los mtodos de Ensayos No Destructivos (END), la atencin debe ser enfocada en el procedimiento y las calificaciones y pruebas. Del mismo modo, debido a que la rigidez del material es mucho menos que el metal y porque FRP tiene diferentes tipos de cizallamiento, las conexiones de pequeo calibre no soportar la misma tensin de cizallamiento, las cargas de peso o vibracin que es comn con la tubera metlica; los anexos que presenta como vlvulas, etc., en las conexiones de pequeo calibre se deben analizar en detalle.

4.1.2.7Las tuberas de FRP estn fabricadas de muchas maneras. Cada aplicacin de servicio debe ser revisado para la resina adecuada, catalizador, barrera contra la corrosin (liner) composicin y la integridad estructural. Aunque FRP se considera que es resistente a la corrosin, utilizando la barrera de resina o la corrosin equivocada puede ser una causa de falla prematura. La tubera FRP puede experimentar la luz ultravioleta (UV) degradacin con el tiempo si no se protegen adecuadamente. Adicionalmente de un inhibidor de rayos UV en la resina ayudar a prevenir la floracin de fibra prematura causado por los rayos UV. El usuario debe considerar esta opcin para todas las aplicaciones de tuberas de PRFV y tenga en cuenta que esto sera una especificacin suplementaria.

4.1.2.8Todas las tuberas FRP debe ser inspeccionadas por una persona que tenga conocimientos en el curado, la fabricacin y la calidad de los materiales de FRP. El nivel de inspeccin debe ser determinado por el usuario. ASME RTP-1, Tabla 6-1, se puede utilizar como una gua para identificar de revestimiento y la estructura de imperfecciones que son comunes en los laminados de FRP. Sistemas estandarizados de tuberas de PRFV comnmente llamados "tuberas de los productos bsicos" se fabrican para una variedad de servicios y se venden como productos con un diseo, resina, barrera contra la corrosin predeterminado y estructura. Los fabricantes de tuberas suelen tener una especificacin de control de calidad que identifica el nivel de calidad y la tolerancia permisible que se construye en su producto. La tubera fabricada personalizada est diseada y fabricada para una aplicacin especfica normalmente. Se especifican la resina, sistema de catalizador, la barrera y estructura de la corrosin y la tubera se fabrica con una especificacin y para un nivel determinado de calidad y tolerancias.

4.1.2.9

El inspector FRP debe verificar la documentacin y la inspeccin as como el sistema con el que la tubera ha sido construida con los materiales adecuados, calidad, dureza y grosor a lo solicitado en la especificacin de la tubera. Una inspeccin final se debe realizar en el sitio de trabajo para asegurar que el tubo no ha experimentado ningn dao mecnico durante el envo.

4.1.2.10Tubera de dimetro menor (SBP)

SBP se puede utilizar como tuberas de proceso primario o como nipples, secundarios y tuberas auxiliares. Los nipples son normalmente de 6 pulg. (152 mm) o menos en longitud y se utilizan con mayor frecuencia en los respiraderos en los puntos altos de tuberas y desages en los puntos bajos de tuberas y se utilizan para conectar la tubera secundaria/auxiliar. Las tuberas secundarias normalmente se aslan de las lneas principales de proceso por vlvulas cerradas y se puede utilizar para funciones como grifos de muestra. La tubera auxiliar es normalmente abierta para el servicio y se utiliza para lneas de lavado, tuberas, tuberas para instrumento analizador, lubricacin y sellar la tubera de aceite de equipos rotativos.

4.1.4Recubrimientos

Los recubrimientos internos se pueden incorporar en el diseo de tuberas para reducir la corrosin, erosin, la contaminacin del producto, y temperaturas del metal de la tubera. Los revestimientos pueden caracterizarse generalmente como metlico y no metlico. Los recubrimientos metlicos se instalan en diversas formas, tales como revestimiento, revestimiento de soldadura, y la tira de forro. El tubo de funda tiene un recubrimiento metlico que es una parte integral del material de la placa enrollada antes de la fabricacin de la tubera. Pueden ser en lugar de tiras separadas de metal fijado a la tubera mediante soldadura a que se refiere la tira de revestimiento. De metal resistente a la corrosin tambin se puede aplicar a las superficies de las tuberas mediante diversos procesos de recubrimiento de soldadura. Los recubrimientos metlicos pueden estar hechos de cualquier metal resistente al ambiente corrosivo o erosivo dependiendo de su propsito. Estos incluyen aceros inoxidables, aleaciones altas, aleaciones a base de cobalto, por ejemplo.

Los recubrimientos no metlicos pueden usarse para resistir la corrosin y la erosin o para aislar y reducir la temperatura en la pared de la tubera. Algunos materiales de revestimiento no metlicos comunes para las tuberas son de cemento, material refractario, plstico y recubrimientos de pelcula delgada.

4.2Tubing Con la excepcin de calentadores, calderas e intercambiadores de tubos, los tubings son similares a tuberas, pero son fabricados en muchos dimetros exteriores y espesores de pared. Los tubings son generalmente sin costura, pero podrn ser soldados. Sus tamaos establecidos son sus dimetros exteriores actuales. (ASTM B88 para tubings, que es normalmente usada para trazas de vapor, es una excepcin en esta la designacin de tamao es de 1/8 de pulgada menor que sus dimetros exteriores actuales). Los tubings son usualmente usados en dimetros menores y son usados principalmente para intercambiadores de calor, tuberas para instrumentacin, servicios de aceite de lubricacin, trazas de vapor y servicios similares.

4.3Vlvulas4.3.1General

Los tipos bsicos de vlvulas son de compuerta, globo, tapn, esfera, diafragma, mariposa, no retorno y vlvulas deslizables. Las vlvulas estn fabricadas en tamaos estndar de tuberas, materiales, espesor de cuerpos y clasificacin de presiones que permiten ser usadas en cualquier servicio de presin-temperatura de acuerdo a ASME B16.34 Cdigos API 599, 600, 602, 603, 608 609, como sean aplicables. Los cuerpos de las vlvulas podrn ser fundidos, forjados, maquinados de barra de acero fabricados por soldadura de una combinacin de dos ms materiales.

Las superficies de asientos en el cuerpo podrn ser integrales con el cuerpo, podrn estar fabricados como insertos. Los materiales de insertos podrn ser los mismos diferentes de los materiales del cuerpo. Cuando materiales especiales no metlicos que puedan fallar en fuego son usados para prevenir fugas de asientos, superficies de asientos posteriores meta-a-metal podrn ser proporcionados. Otras partes del armazn de las vlvulas podrn estar hechas de cualquier material apropiado y podrn ser fundidos, formados, forjados maquinados de barras roladas comerciales. Los extremos de las vlvulas podrn ser bridados, roscados para conexiones roscadas, ahuecados para soldaduras de caja, biselados para soldadura a tope. Aunque muchas vlvulas son operadas manualmente, podrn estar equipadas con motores elctricos y operadores de engranes u otros operadores de potencia para acomodar un gran tamao localizaciones inaccesibles para permitir su accionamiento por instrumentos. El espesor del cuerpo y otros datos de diseo estn daos en los Cdigos API 594, 599, 600, 602, 603, 608, 609 y en ASME B16.34.

4.3.2Vlvulas de CompuertaUna vlvula de compuerta consiste de un cuerpo que contiene una compuerta que interrumpe el flujo. Este tipo de vlvula es normalmente usada en posiciones totalmente abierta totalmente cerrada. Las vlvulas de compuerta mayores de 2 pulgadas usualmente tienen aperturas del puerto que son aproximadamente del mismo tamao que las apertura de los extremos de las vlvulas, las cuales son llamadas vlvulas de puerto completo. La Figura 1 muestra una seccin transversal de una vlvula de compuerta de cua de puerto completo.

Las vlvulas de puerto reducido tienen aperturas de puerto que son menores que las aperturas de los extremos. Las vlvulas de puerto reducido no debern ser usadas como vlvulas de bloqueo asociadas con vlvulas de relevo de presin en aplicaciones erosivas, tales como lechadas, en lneas que van a ser ratonadas.

Figura 1 Seccin Transversal de una Vlvula Tpica de Compuerta con Cua

4.3.3

Vlvulas de GloboUna vlvula de globo, que es comnmente usada para regular flujo de fluidos, consiste en un cuerpo de la vlvula que contiene un disco circular que se mueve paralelamente al eje del disco y hace contacto con el asiento. La corriente del flujo es hacia arriba generalmente, excepto para servicios al vaco cuando es requerido por el diseo del sistema (p.e.: a falla cierra), a travs del rea del asiento contra el disco, y entonces cambia de direccin para fluir a travs del cuerpo al disco de salida. La superficie del asiento podr ser plana ahusado. Para servicio fino de estrangulamiento, un asiento muy ahusado podr ser usado; este tipo particular de vlvula de globo es referida como vlvula de aguja. Una vlvula de globo es comnmente construida con sus internos y externos alineados y con sus puertos abriendo en ngulos rectos con respecto a la entrada y salida. La Figura 2 ilustra un corte transversal de una vlvula de globo.

Figura 2 seccin Transversal de una Vlvula de Globo Tpica

4.3.4Vlvulas de TapnUna vlvula de tapn consiste de un tapn ahusado cilndrico fijado ajustadamente dentro un tapn de forma correspondiente en el cuerpo de la vlvula.

Las vlvulas de tapn usualmente funcionan como vlvulas de bloqueo para bloquear flujo. Cuando la vlvula esta abierta, una apertura en el tapn se alinea con la apertura para flujo en el cuerpo de la vlvula. La vlvula es cerrada mediante dar vueltas el tapn un cuarto de vuelta de tal manera que su apertura es en ngulos rectos a las aperturas en el cuerpo de la vlvula. Las vlvulas de tapn podrn ser operadas por un dispositivo operado por engranes por medio del giro de una llave en el vstago. Las vlvulas de tapn pueden ser tantos lubricados no lubricados; La Figura 3 ilustra ambos tipos. Las vlvulas de tapn lubricadas usa grasa como lubricante que es bombeada dentro de la vlvula a travs de ranuras en las superficies del cuerpo y del tapn para proporcionar sellado en la vlvula y promover su fcil operacin. Las vlvulas de tapn no lubricadas usan asientos metlicos, camisas no metlicas, revestimientos completos parciales, recubrimientos elementos sellantes. Figura 3 Corte Transversal de Vlvulas de Tapn Lubricadas y No Lubricadas Tpicas4.3.5Vlvulas de Bola

Una vlvula de bola es otra vlvula de un cuarto de vuelta similar a una vlvula de tapn excepto que el tapn en la vlvula de bola es esfrico y a veces ahusado cilndrico. Las vlvulas de bola usualmente funcionan como vlvulas de bloqueo para cortar el flujo. Son situadas en condiciones que requieren apertura/cierre rpidos servicio hermtico. Una vlvula de bola esta tpicamente equipada con asiento de material elastomtrico que proporciona buenas caractersticas de corte; sin embargo, las vlvulas de bola para alta presin, totalmente metlicas estn disponibles. La Figura 4 ilustra una vlvula de bola.

Figura 4 Seccin Transversal de una Vlvula de Bola Tpica

4.3.6Vlvulas de Diafragma

Una vlvula de diafragma es una vlvula sin empaques que contiene un diafragma fabricado de un material flexible que funciona tanto para cierre como para empaque. Cuando la vlvula es girada atornillada hacia abajo, forza el diafragma flexible contra un asiento, cavidad, en el cuerpo de la vlvula y bloquea el flujo del fluido. Estas vlvulas no son usadas muy extensamente en la industria petroqumica pero tienen aplicaciones en servicios corrosivos debajo de aproximadamente 250 F cuando una vlvula hermtica contra fugas es necesitada. La Figura 5 ilustra una vlvula de diafragma.

Figura 5 Corte Transversal de una Vlvula de Diafragma Tpica4.3.7Vlvulas de Mariposa

Una vlvula de mariposa consiste en un disco montado en un vstago en la trayectoria del flujo dentro del cuerpo de la vlvula. El cuerpo esta usualmente bridado y del tipo oreja o de agua. Un cuarto de vuelta del vstago cambia la vlvula desde completamente cerrada a completamente abierta. Las vlvulas de mariposa son ms usualmente usadas en servicios de baja presin para control de flujo burdo. Estn disponibles en una variedad de materiales de asientos y configuraciones para cierre hermtico en servicios de alta y baja presin. Las vlvulas de mariposa grandes son generalmente operadas mecnicamente. Las caractersticas mecnicas son decididas para prevenir de golpeteo al cierre durante servicio. La figura 6 ilustra el tipo de vlvula de mariposa usualmente especificadas para servicios con agua.

Figura 6 Vlvula de Mariposa Tpica4.3.8Vlvulas de No Retorno (Check)

Una vlvula Check es usada para que automticamente prevenga el retorno de flujo. Los tipos ms comunes de vlvulas check son de columpio, pistn flotante, bola y vlvulas check para agua de resorte cargado. La figura 7 ilustra la seccin transversal de cada tipo de vlvula; estas vistas describen los mtodos tpicos para prevenir el retorno de flujo.

Figura 7 Seccin Transversal de Vlvulas Check Tpicas

4.3.9Vlvulas Deslizantes Las vlvulas deslizantes son vlvulas de compuerta especiales generalmente usadas en servicios erosivos de alta temperatura. Consisten de una placa plana que se desliza contra el asiento. Las vlvulas deslizantes usan un orificio fijo y una dos correderas slidas que se mueven en guas, creando un orificio variable que hacen que la vlvula apropiada para estrangulamiento bloqueo. Las vlvulas deslizantes no hacen un cierre hermtico con gases. Una aplicacin popular de este tipo de vlvulas es controlando catalizador fluidizado en unidades FCC. Las superficies internas de estas vlvulas que estn expuestas a altos desgastes por el catalizador son normalmente cubiertas con refractario resistentes a la erosin. La figura 8 ilustra una vlvula deslizante.

Figura 8 seccin Transversal de una Vlvula Deslizante Tpica4.4Accesorios4.4.1Accesorios Metlicos

Los accesorios son usados para conectar las secciones de tuberas y cambiar la direccin de flujo, o permitir al flujo ser divergido adicionado. Accesorios fundidos bridados son hechos de varios materiales que cumplen la clasificacin primaria del Cdigo ASME. Los accesorios podrn ser fundidos, forjados, estirados de tuberas soldadas sin costura, formados y soldados. Los accesorios se podrn obtener con sus bridas en los extremos, ahuecados para soldaduras de caja, biselados para soldaduras a tope, roscados para conexiones roscadas. La figura 9 ilustra tipos de accesorios roscados y para soldadura de caja. La figura 10 ilustra tipos de accesorios roscados y soldados tipo caja.

Figura 9 Accesorios con Extremos Bridados y Accesorios de Acero Forjado para Soldaduras a Tope.

Figura 10 Accesorios Roscados de Acero Forjado y Soldados con Caja.

4.5Bridas4.5.1 Bridas metlicas

ASME B16.5 cubre los diversos materiales de las bridas a travs de un NPS de 24 plg. (610 mm). ASME B16.47 cubre las bridas de acero que van desde 26 a hasta NPS 60. Las bridas de los accesorios moldeados o vlvulas suelen ser integrales con el montaje o el cuerpo de la vlvula.4.5.2Bridas con plstico reforzado con fibra (FRP)

Bridas de FRP se fabrican utilizando los mismos mtodos que los accesorios. Las bridas moldeadas deben ser inspeccionadas por las dimensiones, reintegro y se enfrentan a la llanura. Las capas de refuerzo deben extenderse sobre el tubo con el fin de crear la unin y el cubo de refuerzo adecuado. Ms informacin sobre las bridas de FRP se puede encontrar en MTI Proyecto 160-04. Bridas FRP deben tener los pares y las juntas adecuadas.4.6 Juntas de expansin

Las juntas de expansin son dispositivos utilizados para absorber los cambios dimensionales en los sistemas de tuberas, tales como las causadas por la expansin trmica, para evitar esfuerzos excesivos que se transmiten a otros componentes de las tuberas y conexiones de recipientes a presin y equipos rotativos. Si bien hay varios diseos, los que se encuentran comnmente en una planta son fuelles metlicos y diseos de juntas de tela. Los fuelles metlicos pueden ser de pared simple o de multicapas, que contiene circunvoluciones para proporcionar flexibilidad. A menudo, estas articulaciones tendrn otras caractersticas de diseo, tales como guas, para limitar el movimiento de la articulacin o el tipo de carga aplicada a la articulacin. Fuelles metlicos se encuentran a menudo en los servicios de alta temperatura y estn diseados para la presin y temperatura del sistema de tuberas. Las articulaciones de tela son de uso frecuente en los servicios de los gases de combustin a baja presin y donde las temperaturas no superen la calificacin del material de la tela.

5Mtodos de uniones de tuberas5.1General

Los mtodos comunes de uniones usados para ensamblar componentes de tuberas son soldados, roscados y bridados. La tubera deber ser fabricada de acuerdo con el Cdigo ASME B31.3. Adicionalmente, la tubera de hierro fundido y la tubera de paredes delgadas requieren mtodos especiales para conexin/unin debido a sus caractersticas de diseo inherentes.

5.2Uniones Roscadas

Las uniones roscadas son generalmente limitadas a tuberas con servicio no critico que tiene un tamao nominal de 2 pulgadas menores. Las uniones roscadas para tamaos nominales de tuberas de 24 pulgadas menores estn estandarizadas (ver ASME B1.20.1).

Los tramos de tubera podrn ser unidos por cualquier de los distintos tipos de accesorios roscados (ver seccin 4.4). Coples, los cuales son de derivacin tipo camisa en ambos extremos para recibir una tubera, son normalmente usados para conectar tramos de tuberas roscadas. Cuando es necesario remover desconectar la tubera, las uniones roscadas bridadas son requeridas (ver seccin 5.4).

5.3Juntas Soldadas

5.3.1General

Las juntas soldadas tiene generalmente juntas reemplazables roscadas bridadas excepto en tamaos menores de tuberas donde algunos usuarios mantienen realmente juntas roscadas, y en casos donde la tubera est conectada a equipo que requiere mantenimiento peridico. Las juntas son tanto soldaduras a tope (en varios tamaos de tubera) soldadura de caja (tpicamente para 2 NPS y menores).

5.3.2Juntas Soldadas a Tope

Las conexiones soldadas a tope son las ms comnmente usadas en la industria petroqumica. Los extremos de la tubera, accesorios vlvulas son preparados y alineados con la adecuada apertura de raz de acuerdo con ASME B16.25, permitiendo que los extremos sean unidos por soldadura de fusin. 5.3.3Juntas Soldadas con Caja

Las soldaduras tipo caja son realizadas mediante la insercin del extremo de la tubera dentro de una apertura en un casorio vlvula y entonces la junta es soldada tipo filete. Se debe proporcionar un espacio entre el extremo de la tubera y el fondo de la caja para permitir la expansin de la tubera y la contraccin de la soldadura. Dos tramos de tubera tubing podrn ser conectados por este mtodo usando un cople para soldadura de caja. La figura 11 ilustra una seccin transversal de una junta soldada tipo caja.

Figura 11 Seccin Transversal de una Conexin T para Soldadura de Caja

5.3.4Conexiones de Ramales Soldados

Un gran nmero de fallas de tuberas ocurren en las conexiones soldadas de ramales tubera a tubera. La razn de estas fallas es que las conexiones de ramales estn usualmente sujetos a esfuerzos mayores de lo normal causados por las cargas estructurales excesivas de vlvulas tuberas sin soportes, vibraciones, expansiones trmicas u otras configuraciones. Los resultados es la concentracin de esfuerzos que podrn causar fracturas por fatiga u otras fallas.

5.4Juntas Bridadas Las juntas bridadas son hechas por atornillamiento de dos bridas juntas con alguna forma empaque entre las superficies que asientan. La superficie del empaque podr ser plano con una gama de estriados a suaves (concntricos en espiral) (dependiendo del tipo de empaque, del material del empaque y de las condiciones de servicio), ranuras podrn ser cortadas para empaques de asientos para anillos de metal. La figura 12 ilustra las caras de bridas comunes para varios empaques. Los tipos comunes de bridas son soldaduras de cuello, soldaduras deslizantes, roscadas, ciegas, juntas traslapadas, y soldaduras de caja. Cada tipo esta ilustrado en la Figura 13. Las bridas de accesorios fundidos vlvulas es usualmente integral con el accesorio el cuerpo de la vlvula.

El Cdigo ASME B 16.5 cubre las bridas de varios materiales hasta un tamao nominal de tubera de 24 pulgadas. El Cdigo ASME B16.47 cubre bridas metlicas desde NPS 26 hasta NPS 60.

Figura 12 Caras de Bridas Comnmente Usadas en Tuberas para Refineras

5.5Juntas de Hierro Fundido para Tuberas

Las juntas para tuberas de hierro fundido podrn ser bridadas, llenas, de camisa, de extremos de cubo y espiga (macho) de extremos de cubo y planos, de campana y planos. Juntas de presin con anillos de empaque de hule sintticas estn disponibles. Juntas de abrazadera tambin son usadas. Juntas roscadas raramente usadas para hierro fundido. Las juntas de extremos de cubo y planos son mostradas en la Figura 14. La Figura 15 ilustra la seccin transversal de una junta mecnica tipo campana, una conexin camisa y una tpica conexin normada (Seccin 5.7). Estos tipos de juntazas son raramente usadas en tuberas para uso en proceso. 5.6Juntas con Tubing

El tubing podr ser unido por soldadura, estaar soldadura con latn, por el uso de accesorios de presin por fuego. La Figura 16 ilustra juntas por presin y por fuego. 5.7Juntas Especiales

Juntas normalizadas estn disponibles las cuales incorporan empaques, abrazaderas y arreglos de tornillera nicos. Este diseo ofrece ventajas sobre las juntas convencionales en ciertos servicios. Estas ventajas sobre bridas convencionales incluyen:

a. Especificaciones de presin y temperatura mayores.

b. Dimensiones menores.

c. Fcil instalacin los requerimientos de alineamiento axial y angular son menores.

d. Toleran mayores fuerzas y momentos.

5.8Juntas de tuberas no metlicas

5.8.1General

Hay varios mtodos para unir tuberas y accesorios de FRP. Las juntas de las tuberas no metlicas son a menudo de varios diseos diferentes, dependiendo del fabricante de la tubera. Algunos diseos de conjuntos comunes de los sistemas de tubera de FRP incluyen la espiga-campana, junta a tope y encintada, brida-brida.5.8.2 Espiga-Campana/ Taper-TaperLas juntas de espiga-campana y taper-taper son creadas al insertar la punta de la espiga en la punta de la campana. La Preparacin Adecuada de la Superficie, la insercin y el adhesivo apropiado son la clave para hacer este tipo de juntas. Estas juntas deberan

Figura 13 Tipos de Bridas

Figura 14 Seccin Transversal de una Junta Tpica campana con Extremo Plano

Figura 15 Seccin Transversal de una Junta Tpica Empacada y con Camisa

Figura 16 Seccin Transversal de Juntas Tpicas para Tubing

inspeccionado internamente cuando sea posible para el exceso de adhesivo que puede restringir el flujo y la brecha especificado. El inspector debe realizar una inspeccin externa para buscar una adecuada preparacin de la superficie, la insercin, montaje de articulacin y alineacin.

5.8.3Junta a Tope y Encintada Las juntas a Tope y encintadas involucran el empate del extremo plano de una tubera y la aplicacin de capas de resina y capas de refuerzo con fibra alrededor de la junta. Estos tipos de juntas deben de llevarse a cabo por soldadores secundarios y calificados. Las juntas deben ser inspeccionadas internamente para una proteccin apropiada del espacio, el corte y requieren pegamento para rellenar el espacio. Externamente, la junta debe ser inspeccionada adecuadamente para verificar el alineamiento, tolerancia del espacio, espesor, ancho, secuencia de laminado y encintado.NOTA El espesor de la conexin frecuentemente es mayor que el espesor equivalente de la tubera. Un encintado adecuado del espesor de la conexin es requerido para lograr una junta a tope y encintado adecuado.

5.8.4Brida-BridaLas juntas de bridas requieren un adecuado torque en la unin. Una llave de torque calibrada debe utilizarse para asegurar el torque correcto y evitar daos por sobrecarga de las bridas de FRP. Se requiere una adecuada alineacin de la brida (incluyendo planicidad y ondulamiento de acuerdo con la especificacin) con el fin de evitar daos en los valores del torque especificados. Se requieren juntas de cara plana para atornillar las bridas de cara completa. Las bridas atornilladas a las conexiones de cara deben ser evaluados individualmente con el torqumetro para valores requeridos y los requisitos apropiados de la junta.

6Razones para Inspeccionar

6.1GeneralEl propsito primario para inspeccin es para llevara a cabo actividades usando tcnicas apropiadas para identificar mecanismos de deterioramiento activos y para especificar reparaciones, reemplazos futuras inspecciones para la tubera afectada. Esto requiere el desarrollo de informacin sobre la condicin fsica de la tubera, causas de su deterioramiento y su ndice de deterioro. Mediante el desarrollo de una base de datos del historial de inspeccin, el usuario podr predecir y recomendar futuras reparaciones y reemplazos. El usuario podr entonces actuar para prevenir retardar deterioro posterior, y lo ms importante, prevenir la perdida de contencin. Esto deber resultar en un incremento de seguridad en operacin, reducir costos de mantenimiento y una operacin ms confiable y eficiente. API 570, proporciona los requerimientos bsicos para tales programas de inspeccin. Esta Practica suplementa API 570 proporcionando a los inspectores de tuberas la informacin que podrn implementar su destreza e incrementar su conocimiento bsico y prctico.

6.2SeguridadUna fuga falla en un sistema de tuberas podr ser solo un inconveniente menor, podr convertirse en una fuente potencial de fuego explosin, dependiendo de la temperatura, presin, contenido y localizacin de la tubera. Las tuberas en una planta petroqumica podrn transportar fluidos flamables, cidos, alcalinos y otros qumicos dainos que podrn fugas peligrosas para el personal. Otras tuberas podrn transportar corrientes de proceso que contengan productos txicos por productos generados durante el proceso. Fugas en este tipo lneas podrn crear condiciones ambientales peligrosas. Una adecuada inspeccin es un pre-requisito para mantener este tipo de tuberas en una condicin operativa segura. Las fugas se podrn presentar en juntas bridadas en sistemas de tuberas, especialmente en servicios crticos a altas temperaturas, durante arranques y paros, y algunas veces despus que los equipos han alcanzado su temperatura de operacin. Especial atencin se le deber dar el asegurar que el personal de la planta estn consientes de estos riesgos y estn preparados para actuar en caso de que ocurra una fuga.

6.3Operacin confiable y eficienteUna inspeccin y anlisis exhaustivos y el uso de registros histricos detallados de sistemas de tuberas son esenciales para el logro de confiabilidad aceptable, operacin eficiente y ptimo servicio en operacin. Las cdulas de reemplazo de tuberas podrn ser desarrolladas para coincidir con mantenimientos planeados en base a las cdulas mediante el pronstico de la vida de servicio de las tuberas.

6.4Requisitos reglamentariosLos requisitos reglamentarios suelen cubrir slo aquellas condiciones que afectan a la seguridad y el medio ambiente. Los grupos de inspeccin en la industria petroqumica familiarizados con los problemas de la industria a menudo inspeccionan para otras condiciones que afectan negativamente el funcionamiento de la planta.

El API 570 fue desarrollado para proporcionar un estndar industrial para la inspeccin de tuberas de proceso en servicio. Ha sido adoptado por un gran nmero de autoridades reguladoras y jurisdiccionales. Adems, en algunas zonas se han especificado otros requisitos para la inspeccin de tuberas. Cada planta debe estar familiarizada con los requisitos locales para la inspeccin de tuberas de proceso.

7Plan de inspeccin7.1General

Un plan de inspeccin a menudo desarrollado e implementado para sistemas de tuberas dentro de API 570. Otros sistemas de tuberas tambin pueden ser incluidos en el programa de inspeccin y en consecuencia tener un plan de inspeccin.

Un plan de inspeccin debe contener las tareas de inspeccin, el alcance de la inspeccin y de la programacin necesaria para vigilar los mecanismos de dao y asegurar la integridad mecnica de los componentes del sistema de tuberas. El plan ser normalmente:

a) Definir el tipo(s) de inspeccin que se requiere, por ejemplo, externa;

b) Identificar el siguiente intervalo de inspeccin y la fecha para cada tipo de inspeccin;

c) Describe la inspeccin y los mtodos de Ensayos No Destructivos:

d) Describe la extensin y la ubicacin de la inspeccin y los mtodos de Ensayos No destructivos;e) Describe los requisitos de limpieza de las superficies a necesarias para la inspeccin y la examinacin;f) Describe los requisitos de presin necesaria o prueba de hermeticidad, por ejemplo, tipo de ensayo, presin de prueba, la duracin ; y

g) Describe las reparaciones necesarias.Otros detalles comunes en un plan de inspeccin incluyen:

La descripcin de los tipos de mecanismos de dao previstos o experimentados en el equipo,

La definicin de la localizacin del dao ,

Definir los requisitos especiales de acceso.

Los planes de inspeccin de tuberas se pueden generar en hojas de clculo, archivos en papel y bases de datos de software de inspeccin de propietario. El software propietario, normalmente utilizado por los grupos de inspeccin, a menudo ayuda en el anlisis de los datos de registros de inspeccin y mantenimiento.

7.2Desarrollo de un Plan de InspeccinUn plan de inspeccin a menudo se desarrolla a travs del trabajo en colaboracin del inspector, del ingeniero en tuberas, el especialista en corrosin y el personal operativo. Ellos deben considerar varias piezas de informacin, tales como los rangos de temperatura de funcionamiento, los intervalos de presin de funcionamiento, los niveles de contaminantes corrosivos en los fluidos de proceso, materiales de construccin de las tuberas, configuracin del sistema de tuberas, mezcla del proceso corriente e inspeccin / historial de mantenimiento. Adems, otras fuentes de informacin se pueden consultar, incluyendo activos y de las publicaciones de NACE, para obtener experiencia en la industria con sistemas similares. Toda esta informacin proporciona una base para la definicin de los tipos de daos y lugares para que ocurran. El conocimiento de las capacidades y limitaciones de las tcnicas de END permite la adecuada eleccin de la tcnica (s) un examen para identificar mecanismo particular los daos en lugares especficos. La comunicacin constante con el personal de operacin cuando se producen cambios en los procesos y / o trastornos que podran afectar los mecanismos de dao y las tasas son fundamentales para mantener un plan de inspeccin actualizado.Para los sistemas de tuberas, los planes de inspeccin deben contemplar los siguientes puntos:a) La localizacin de monitoreo de condicin ( CMLs ) para los mecanismos de dao especficos;b) Los puntos de contacto entre la tubera y el soporte de la tubera;c) Los soportes de la tubera en la soldadura;

d) Corrosin bajo aislamiento (CUI);

e) Puntos de insercin;

f) Puntos de mezcla del proceso.g) Interfaz aire-tierra (S/A) (concreto-aire);

h) Secciones de piernas muertas de la tubera;

i) Identificacin aceptable del material (PMI);j) Tubera Auxiliar;

k) Tuberas tiles crticas definidas por el propietario/usuario;

l) Respiraderos/Desages;

m) Uniones de tubos roscados ;

n) Recubrimientos internos;

o) Vlvulas crticas;

p) Juntas de expansin;

Los planes de inspeccin pueden basarse en varios criterios, pero deben incluir un anlisis de riesgos o intervalos fijos como se define en API 570.

7.2.1Plan de Riesgo basado en la Inspeccin (RBI)7.2.1.1Los planes de inspeccin basados en una evaluacin de la probabilidad de falla y la consecuencia de la falta de un sistema de tuberas o circuito es RBI. El RBI se puede utilizar para determinar los intervalos de inspeccin y el tipo y extensin de la futura inspeccin / exmenes. API 580 detalla la evaluacin sistemtica tanto de la probabilidad de fallo y la consecuencia del fracaso de establecer planes de RBI. API 581 detalla una metodologa RBI que tiene todos los elementos clave definidos en API 5807.2.1.2Identificar y evaluar los mecanismos de dao potencial, la condicin actual de tuberas y la eficacia de las ltimas inspecciones son pasos importantes para evaluar la probabilidad de una avera en las tuberas. La evaluacin de la probabilidad debe considerar todas las formas de degradacin que razonablemente quepa esperar para afectar los circuitos de tuberas de cualquier particular, servicio. Ejemplos de esos mecanismos de degradacin incluyen: prdida de metal interna o externa de una forma identificada como la corrosin (localizada o general), todas las formas de agrietamiento, incluyendo agrietamiento de corrosin por tensin (SCC) (desde el interior o superficies exteriores de la tubera), y cualquier otras formas de metalrgicas, corrosin o degradacin mecnica, como la fatiga, la fragilidad, la fluencia, etc. Ver API 571 para obtener detalles de los mecanismos de degradacin comunes.7.2.1.3Identificar y evaluar el fluido de proceso (s), posibles lesiones, daos al medio ambiente, tubera de la unidad y daos al equipo y prdida de unidad de produccin son aspectos importantes en la evaluacin de las consecuencias asociadas con el fracaso de la tubera.

7.2.1.4Cualquier evaluacin RBI debe documentarse exhaustivamente de acuerdo con API 580, que define todos los factores contribuyendo tanto a la probabilidad y la consecuencia de un fallo del sistema de tuberas.

7.2.1.5Despus se lleva a cabo una evaluacin de RBI, los resultados pueden ser utilizados para establecer el plan de inspeccin y definir mejor lo siguiente:a) la inspeccin ms apropiada y los mtodos de END, herramientas y tcnicas;

b) El alcance de los mtodos de END (por ejemplo, porcentaje de tuberas para examinar);

c) El intervalo para las inspecciones internas, externas y sobre-corriente;

d) La necesidad de pruebas de presin despus de haberse producido el dao o despus se han completado las reparaciones / alteraciones;e) Las medidas de prevencin y mitigacin para reducir la probabilidad y consecuencia de una avera en las tuberas, (por ejemplo, reparaciones, cambios en el proceso, inhibidores, etc.).

7.2.2Plan de inspeccin basado en los intervalosLos planes de inspeccin que se basan en los intervalos especficos de inspeccin para los distintos tipos de inspeccin de tuberas y de tipos especficos de daos se consideran basados en intervalos. Los tipos de inspeccin en intervalos mximos son definidos en API 570 incluyen: inspeccin visual exterior, CUI, medicin de espesores, punto de inyeccin, interfaz aire-tierra, SBP, tuberas auxiliares y conexiones roscadas.El intervalo para las inspecciones se basa en un nmero de factores, incluyendo la velocidad de corrosin y clculos de la vida remanente, clasificacin de servicio de tuberas, los requisitos jurdicos aplicables y el juicio del inspector, el ingeniero de tubera, o un especialista en corrosin. El factor determinante en el plan de inspeccin para muchos circuitos de tuberas es la clasificacin de servicio de tuberas.7.2.3 Clasificacin de la tubera en servicio

De acuerdo con API 570, todas las tuberas de proceso se clasificarn de acuerdo a las consecuencias de las fallas. Las clases de tuberas varan desde la clase 1 consecuencia alta, hasta la clase 3 consecuencia baja. La adicin de ms CMLs a mayor tuberas consecuencia y seguimiento de dichas CMLs ms frecuencia reduce la probabilidad de eventos de graves consecuencias. Esta estrategia da prediccin ms precisa de fechas de jubilacin y reduce la incertidumbre de inspeccin en la tubera donde la fiabilidad es ms importante. Los factores a considerar al clasificar las tuberas son:a) Toxicidad;b) Volatilidad;

c) Combustibilidad;

d) Localizacin de la tubera con respecto e) Ubicacin de la tubera con respecto al personal y otros equipos , yf) La experiencia y la historia.

7.3 Monitoreo de la tubera de proceso7.3.1GeneralEl mecanismo nico de dao ms frecuente que conduce a la sustitucin de la tubera es la corrosin. Por esta razn, un programa eficaz de inspeccin de tuberas de proceso debe incluir espesor tuberas vigilancia desde la cual las tasas de corrosin, la vida remanente, prximas fechas de inspeccin, y fechas proyectadas de retiro de tuberas se pueden determinar.Una clave para el control eficaz de la corrosin de tuberas es la identificacin y el establecimiento de CMLs. CML son reas designadas en el sistema de tuberas donde se toman peridicamente mediciones. Las mediciones de espesores por Ultrasnica (UT) se obtienen dentro de los puntos de examen sobre la tubera. Las mediciones de espesores podrn promediarse en el punto de inspeccin. Al tomar mediciones repetidas y grabar los datos en los mismos puntos durante perodos prolongados, las tasas de daos con ms precisin se pueden calcular o evaluar.Algunos de los factores a considerar cuando se establece el plan de monitoreo de la corrosin de tuberas de proceso son:

a) Clasificacin de la tubera en servicio de acuerdo con API 570;b) Categorizar el sistema de tuberas dentro del circuito de tuberas o similarc) Categorizacin de los sistemas de tuberas en los circuitos de tuberas de similar comportamiento a la corrosin (por ejemplo, localizacin, agrietamiento ambiental general);d) La identificacin de lugares susceptibles donde se espera que el dao sea acelerado;e) Accesibilidad de la CMLs para el monitoreo cuando la corrosin est localizada y no se prev;f) RBI para identificar los circuitos de tuberas de alto riesgo y / o lugares especficos de tuberas.

7.3.2Circuitos de tuberas7.3.2.1Una serie de factores puede afectar la tasa y la naturaleza de la corrosin de pared de la tubera. Estos incluyen, pero no son limitativos a los siguientes elementos:a) Metalurgia de la tubera;

b) Fluido de proceso y su fase (por ejemplo, gas, lquido, de dos fases, slido);c) Velocidad de Flujo;

d) Temperatura;

e) Presin;

f) Cambios en la temperatura, velocidad, presin, direccin, fase, metalurgia, o la seccin transversal de la tubera;

g) Inyeccin de agua o productos qumicos;

h) Contaminantes en los fluidos del proceso;

i) Mezcla de dos o ms corrientes;j) Condiciones externas de las tuberas, incluyendo revestimiento/pintura, aislamiento, y las condiciones del suelo, segn el caso;k) reas de flujo estancado (por ejemplo, piernas muertas).

7.3.2.2 Complejo unidades de proceso o sistemas de tuberas estn divididos en circuitos de tuberas para gestionar las inspecciones necesarias, los clculos, y registros de mantenimiento. Al establecer los lmites de un circuito de tuberas de concreto, el inspector tambin puede dimensionar para proporcionar un paquete prctico de mantenimiento de registros y la realizacin de inspecciones de campo. Al identificar como entornos y mecanismos de dao como circuitos, se reduce la propagacin de las tasas de corrosin calculados de las CMLs en cada circuito. La seleccin adecuada de los componentes en el circuito de tuberas y el nmero de CMLs son particularmente importantes cuando se usan mtodos estadsticos para evaluar las tasas de corrosin y vida remanente. La Figura 17 es un ejemplo de una forma de romper las tuberas hasta en los circuitos

Trazado del circuito de tuberas y CMLs asociados a menudo se identifican en los bosquejos de tuberas de inspeccin para ayudar al inspector en la realizacin de tareas de inspeccin. Ver 12.2 para obtener informacin sobre bocetos de tuberas.

7.3.3 Identificar la localizacin susceptible de la corrosin acelerada En la presencia de ciertos corrosivos, las tasas de corrosin son normalmente aumentadas a las zonas de mayor velocidad y / o turbulencia. Los codos, reductores, mezclando tees, vlvulas de control, y los orificios son ejemplos de componentes de tuberas donde puede ocurrir una corrosin acelerada debido al aumento de la velocidad y / o turbulencia. Dichos componentes son normalmente reas donde un inspector sera localizar CMLs adicionales en un circuito de tuberas. Sin embargo, el inspector tambin debe ser consciente de que las reas de ausencia de flujo, tales como tramos muertos (vase 7.4.3), puede causar corrosin acelerada y puede necesitar CMLs adicionales. En situaciones donde se prev agrietamiento, un CML puede establecerse temporalmente para controlar la tasa de agrietamiento.

7.3.4 Accesibilidad de CMLsAl asignar el CMLs el inspector debe considerar la accesibilidad para su supervisin. La CML en el nivel del grado que proporciona por lo general la ms fcil accesibilidad. Otras reas con buena accesibilidad son los equipos como plataformas y escaleras. En algunos sistemas de tuberas, la naturaleza activa de los mecanismos de daos de control, son necesarios para vigilar en los lugares con acceso limitado. En estos casos, la planificacin de las inspecciones debe decidir entre andamios, elevadores porttiles, u otros mtodos para facilitar el acceso.

7.4Inspeccin por Deterioramiento en Tuberas

Las tuberas en refineras de aceite y plantas qumicas transportan fluidos con una gama desde altamente corrosivos erosivos, hasta no corrosivos no erosivos. En suma, tanto tuberas areas y enterradas estn sujetas a corrosin externa. El inspector deber estar familiarizado con las causas potenciales de deterioramiento para cada sistema de tuberas. Si un rea de tubera es observada que puede ser deteriorada, las tuberas areas y subterrneas de esta rea, en conjunto con los equipos asociados, debern ser inspeccionadas. Adicionalmente, si el deterioro es detectado en equipo presurizado, las tuberas asociadas debern ser inspeccionadas. El Cdigo API IRE Captulo II, Condiciones Causantes de Deterioro Fallas, ha sido desarrollado para proporcionar al inspector perspectivas adicionales en varias causas de deterioro. Las figura 17,18, 19 y 20 ilustran varios ejemplos de corrosin y erosin de tuberas.

Figura 17 Erosin en Tuberas

Figura 18 Corrosin en Tuberas

Figura 19 Corrosin Interna en Tuberas

Figura 20 Severa Corrosin Atmosfrica en Tuberas

6.2MONITOREO DE CORROSIN EN TUBERAS DE PROCESOLa razn sencilla ms frecuente para reemplazo de tuberas es el adelgazamiento debido a corrosin. Por esta razn un proceso efectivo de inspeccin de tuberas incluir el monitoreo de espesores de tuberas del cual los ndices de corrosin, fechas de prximas inspecciones y fechas de retiro de tuberas proyectadas podrn ser determinadas. Un buen programa de monitoreo incluye la priorizacin de los sistemas de tuberas mediante la identificacin las consecuencias y las fallas potenciales de tuberas. El Cdigo API 570 proporciona una gua detallada para la clasificacin de tuberas de acuerdo a las consecuencias de fallas.

La clave para un monitoreo efectivo de corrosin en tuberas es la identificacin y establecimiento de los puntos de monitoreo de espesores (TMLs). Los puntos de monitoreo de espesores (TMLs) son reas designadas en los sistemas de tuberas donde las mediciones de espesores son peridicamente tomadas. Mediante la toma de repetidas mediciones y su registro en los mismos puntos en largos periodos, los ndices de corrosin podrn ser calculados ms exactamente. Algunos otros factores a considerar cuando se establecen los planes de monitoreo de corrosin para tuberas de proceso son:a. Clasificacin de tuberas de acuerdo con el Cdigo API 570.

b. Categorizacin de tuberas en circuitos de similar comportamiento de corrosin (p.e.: localizadas, generales, fracturas ambientales).c. Identificacin de puntos susceptibles donde se espera corrosin acelerada.

d. Accesibilidad de los puntos de monitoreo de espesores (TMLs) para monitoreo.

6.2.1Circuitos de Tuberas

Un nmero de factores podrn afectar el ndice y la naturaleza de la corrosin de paredes de tuberas. Incluyen, pero no es limitativo, los siguientes temas:

a. Metalurgia de las tuberas.b. Contenido de las tuberas.

c. Velocidad del flujo.

d. Temperatura.

e. Presin.

f. Inyeccin de agua qumicos.

g. Mezcla de dos ms corrientes.

h. Condiciones externas de las tuberas.

i. reas de estancamiento de flujo, tales como piernas muertas.

Las unidades de procesos complejos sistemas de tuberas estn divididas en circuitos de tuberas para la administracin de las inspecciones necesarias, clculos y almacenamiento de registros. Un circuito de tuberas es una seccin de la tubera de la cual todos los puntos estn expuestos a un ambiente de similar corrosividad y el cual es de condiciones de diseo similares y materiales de construccin. Cuando son establecidas las fronteras de un circuito de tubera particular, el inspector tambin lo deber dimensionar para proporcionar almacenamiento prctico para registros y la realizacin de inspecciones de campo. Mediante la identificacin los ambientes similares en circuitos, el alcance de ndices de corrosin calculados de los puntos de monitoreo de espesores (TMLs) en cada circuito es reducido, y la exactitud de los ndices de corrosin calculados es mejorada. La seleccin apropiada de componentes en los circuitos de tuberas y el numero de los puntos de monitoreo de espesores (TMLs) son particularmente importantes cuando se usan mtodos estadsticos para el clculo de los ndices de corrosin y de vida remanente. La Figura 21 es un ejemplo de un mtodo de dividir tuberas en circuitos. Para ms informacin en diagramas de tuberas, ver Seccin 12.2.

Figura 21 Un Ejemplo de un Circuito de Tuberas Tpico

6.2.2Identificacin de Puntos Susceptibles a Corrosin Acelerada

En la presencia de algunos corrosivos, los ndices de corrosin son normalmente incrementados en reas de alta velocidad y/o turbulencia. Codos, reducciones, tees mezcladoras, vlvulas de control y orificios son ejemplos de componentes de tuberas donde corrosin acelerada podr ocurrir a causa de alta velocidad y/o turbulencia. Tales componentes son normalmente reas donde un inspector podr localizar puntos de monitoreo de espesores (TMLs) adicionales en un circuito de tuberas. Sin embargo, el inspector deber tambin tener cuidado a aquellas reas de sin flujo, tales como piernas muertas (ver seccin 6.3.2), podrn causar corrosin acelerada y podrn necesitar puntos de monitoreo de espesores (TMLs) adicionales.

6.2.3Clasificacin de Tuberas

De acuerdo con el Cdigo API 570, Seccin 4.2, todas las tuberas de proceso se les debern asignar una clasificacin de consecuencias de fallas. El inspector reduce la incertidumbre de los datos obtenidos mediante la asignacin de ms puntos de monitoreo de espesores (TMLs) para la tuberas con clasificacin menor y monitoreo ms frecuente. Esto mejora la habilidad para predecir datos confiables de retiro pero tambin enfoca recursos limitados de inspeccin a reas que amenazadas por grandes riesgos. Factores a considerar cuando son clasificadas tuberas son (1) toxicidad, (2) volatilidad, (3) combustibilidad, (4) localizacin de tuberas con respecto al personal otros equipos y (5) experiencias e historial.

6.2.4 Accesibilidad de los Puntos de Monitoreo de Espesores (TMLs)Cuando son asignados los puntos de monitoreo de espesores (TMLs), el inspector deber considerar la accesibilidad para su monitoreo. Los puntos de monitoreo de espesores (TMLs) a un grado de nivel normal proporcionan la facilidad de accesibilidad. Otras reas con buena accesibilidad estn equipadas con escaleras y plataformas. Podrn haber ocasiones donde el inspector no tiene alternativa pero deber establecer los puntos de monitoreo de espesores (TMLs) en reas donde la accesibilidad est limitada. En tales casos el inspector necesita determinar si instala andamios, accesos manuales u otros medios que proporcionarn acceso adecuado.

6.3INSPECCIONES PARA TIPOS ESPECFICOS DE CORROSIN Y FRACTURASCada usuario deber proporcionar atencin especfica a la necesidad de inspeccionar sistemas de tuberas que son susceptibles a cumplir con los tipos y reas especficas de deterioramiento. Otras reas estn anotadas en la Seccin 10.1

a. Puntos de inyeccin.

b. Piernas muertas (inactivas).

c. Corrosin bajo aislamiento (CUI).

d. Interfase suelo-a-aire.

e. Servicios especficos y corrosin localizada.

f. Erosin y corrosin/erosin.

g. Fracturas ambientales.

h. Corrosin bajo revestimientos y depsitos.

i. Fracturas por fatiga.

j. Fracturas por ralladuras.

k. Fracturas por fragilidad.

l. Daos por congelamiento.

m. Corrosin en puntos de soportes.

n. Corrosin en puntos de roco.

6.3.1Puntos de Inyeccin

Los puntos de inyeccin estn algunas veces sujetos a corrosin acelerada corrosin localizada por condiciones de operacin normal anormal. Los puntos de inyeccin podrn ser tratados como circuitos de inspeccin por separado, y estas reas necesitan ser inspeccionadas completamente en un programa regular.

Cuando se designa un circuito de punto de inyeccin para propsito de inspeccin, el lmite recomendado aguas arriba del circuito de punto de inyeccin es como mnimo de 12 pulgadas tres veces el dimetro de la tubera aguas arriba del punto de inyeccin, cualquiera que sea mayor. El lmite recomendado aguas abajo del circuito de punto de inyeccin es el segundo cambio de direccin de flujo pasando el punto de inyeccin, 25 pies ms all del primer cambio de direccin, cualquiera que sea menor. En algunos casos, ser ms apropiado extender estos circuitos a la siguiente pieza del equipo presurizado, como se muestra en la Figura 22.La localizacin de puntos de monitoreo de espesores (TMLs) dentro de los circuitos de puntos de inyeccin sujetos para corrosin localizada debern estar de acuerdo con las siguientes guas:

a. Establecer los puntos de monitoreo de espesores (TMLs) en accesorios apropiados dentro de los circuitos de puntos de inyeccin.

b. Establecer los puntos de monitoreo de espesores (TMLs) en las paredes de las tuberas en los puntos esperados sean afectados por la inyeccin de fluido.c. Los puntos de monitoreo de espesores (TMLs) en puntos intermedios a lo largo de la longitud de tubera recta dentro de los circuitos de puntos de inyeccin podrn ser requeridos.

d. Establecer los puntos de monitoreo de espesores (TMLs) tanto en los lmites aguas abajo y aguas arriba en los circuitos de puntos de inyeccin.

Para algunos puntos de inyeccin, podr ser benfico remover circuitos de tuberas para facilitar una inspeccin visual de las superficies internas. Sin embargo, las mediciones de espesores seguirn siendo requeridas para determinar los espesores remanentes.Los mtodos preferidos para la inspeccin de puntos de inyeccin son la radiografa y/o ultrasonido, como sea apropiado para poder establecer el espesor mnimo en cada uno de los puntos de monitoreo de espesores (TMLs). Mediciones ultrasnicas con mapeos cerrados escaneos podrn ser usados, tanto como las temperaturas sean apropiadas. Otros mtodos avanzadas de END, tales como ultrasonido por ondas de Lamb y corrientes de eddy con profundidad penetrante, podrn ser las apropiadas.Durante los registros de inspecciones peridicas, inspecciones ms extensas debern ser aplicadas a los circuitos de puntos de inyeccin en un rea principiando a 12 pulgadas aguas arriba de la tobera de inyeccin y continuando por al menos diez dimetros de la tubera aguas abajo del punto de inyeccin. Adicionalmente, la medicin y registro del espesor de todos los puntos de monitoreo de espesores (TMLs) dentro del circuito de puntos de inyeccin.

Figura 22Tpico Circuito de Tubera de Punto de Inyeccin6.3.2Piernas Muertas (Inactivas).

El ndice de corrosin en piernas inactivas podr variar significativamente de las tuberas activas adyacentes. El inspector deber monitorear el espesor de pared de las piernas inactivas seleccionadas incluyendo tanto el extremo estancado como la conexin a la lnea activa. En sistemas tales como sistemas de torres elevadas unidades hidrotratadoras donde las sales de amoniaco estn presentes, la corrosin podr ocurrir en las reas de las piernas inactivas donde el metal esta en los puntos salitrosos con temperaturas de roco. En los sistemas de tuberas calientes, las reas de puntos altos podr haber corrosin debido a corrientes convectivas que se presentan en las piernas inactivas. Por estas razones se debern tener consideraciones para remover las piernas inactivas que no tiene servicio para el propsito del proceso. Adicionalmente, el agua recolectada en podr congelarse en climas fros, resultando en rupturas de las tuberas. Para tales sistemas, una amplia cobertura de inspecciones usando tcnicas de escaneo ultrasnico y perfiles radiogrficos podrn ser necesarios para la localizacin de reas donde corrosin por puntos hmedos por sales de amoniaco se estn presentando.

6.3.3Corrosin Bajo Aislamiento (CUI)

Inspecciones externas a sistemas de tuberas aisladas debern incluir una revisin de la integridad del sistema de aislamiento para condiciones que puedan derivar en Corrosin Bajo Aislamiento (CUI) y Corrosin Bajo Aislamiento (CUI) en proceso. Fuentes de humedad podrn incluir lluvia, fugas de agua, condensacin, sistemas de diluvio y torres de enfriamiento. La forma ms comn de Corrosin Bajo Aislamiento (CUI) es corrosin localizada de acero al carbn y fracturas por corrosin por esfuerzo por cloro de aceros inoxidables austenticos. Esta seccin proporciona guas para la identificacin de reas con potencial Corrosin Bajo Aislamiento (CUI) para inspeccin. El alcance de los programas de inspeccin de Corrosin Bajo Aislamiento (CUI) podr variar dependiendo del clima local. Localidades marinas en reas calientes podrn requerir un programa muy activo, reas fras, secas, y a mitad continental no podrn requerir programas muy extensos.6.3.3.1Sistemas de Tuberas Aislados Susceptibles a Corrosin Bajo Aislamiento (CUI) Ciertas reas de los sistemas de tuberas son potencialmente ms susceptibles a Corrosin Bajo Aislamiento (CUI), incluyendo:

a. Aquellos expuestos a salpicaduras de neblina procedentes de torre de enfriamiento.

b. Aquellos expuestos a venteos de vapor.c. Aquellos expuestos a sistemas de diluvio.

d. Aquellos sujetos a derrames del proceso ingreso de humedad vapores cidos.

e. Sistemas de acero al carbn, incluyendo aquellos aislados para proteccin del personal, operando entre -4C hasta 121C. La Corrosin Bajo Aislamiento (CUI) es particularmente agresiva cuando las temperaturas de operacin causan condensacin frecuente contina y reevaporacin de la humedad atmosfrica.

f. Sistema de acero al carbn los cuales operan normalmente por arriba de 121C, pero son de servicio intermitente.g. Piernas inactivas y uniones que sean protuberantes del aislamiento de la tubera y operacin a una temperatura diferente que la temperatura de operacin de la lnea activa.h. Sistemas de tuberas de acero inoxidable austentico operando entre 65C y 204C. (susceptibles a fracturas por esfuerzos por corrosin de cloro).

i. Sistemas de tuberas con vibraciones que tiene tendencia de infligir daos a la cubierta aislante, proporcionando una va de ingreso de agua.

j. Sistema s de trazas de vapor que podrn experimentar fugas de las trazas, especialmente en uniones de tubings debajo del aislamiento.

k. Sistemas de tuberas con aislamiento, recubrimientos y/o envolventes deteriorados. Abultamientos manchado del sistema de aislamiento cubiertas bandas faltantes (abultamientos podrn indicar acumulacin de productos de corrosin).

l. Sistemas de tuberas susceptibles a daos fsicos del revestimiento aislamiento, de ese modo exponiendo a la tubera al ambiente.

6.3.3.2Puntos Tpicos en Circuitos de Tuberas Susceptibles a Corrosin Bajo Aislamiento (CUI)

Las siguientes reas de sistemas de tuberas podrn tener puntos especficos dentro de ellas son ms susceptibles a Corrosin Bajo Aislamiento (CUI). Estas reas incluyen:a. Todas las penetraciones rupturas en los sistemas de recubrimiento de aislamiento, tales como:1. Piernas inactivas (venteos, drenajes, etc.)

2. Soportes colgantes y otros soportes.

3. Vlvulas y accesorios (superficies con aislamientos irregulares).4. Pedestales

5. Penetraciones para tubings para trazas elctricas de vapor.

b. Terminacin de aislamiento en bridas y otros componentes de tuberas.c. Daos faltantes en cubiertas aislantes.

d. Costuras de cubiertas aislantes localizadas en el extremo superior de de tuberas horizontales impropiamente dobladas sellos de cubiertas aislantes.

e. Terminacin de aislamiento en tuberas verticales.

f. Calafateado el cual se ha endurecido, separado este faltante.

g. Puntos bajos en sistemas e tuberas que tiene una conocida ruptura en el sistema de aislamiento, incluyendo puntos bajos en largos tramos de tubera sin soportar.

h. Bridas, tornillera y otros componentes bajo el aislamiento de acero al carbn de baja aleacin, en sistemas de tuberas de altas aleaciones.

Atencin particular se deber dar a puntos donde las ventanas del aislamiento han sido removidas para permitir mediciones de espesor de tuberas en tuberas aisladas. Estas ventanas debern ser rpidamente reemplazadas y selladas. Varios tipos de ventanas removibles estn comercialmente disponibles para permitir la inspeccin e identificacin de los puntos de inspeccin para futura referencia.6.3.4Interfase Suelo-a-Aire (S/A)

La inspeccin de nivel deber incluir la revisin del dao del revestimiento, tubera desnuda y mediciones de profundidad de picaduras. Si se nota corrosin significativa, las mediciones de espesores y excavaciones podrn ser requeridas para evaluar si la corrosin esta localizada en la Interfase Suelo-a-Aire (S/A) podr ser ms dirigido al sistema enterrado. Las lecturas de espesores en la Interfase Suelo-a-Aire (S/A) podrn exponer el metal y acelerar la corrosin si el aislamiento y cubiertas no son apropiadamente reinstaladas. La Figura 23 es un ejemplo de corrosin en la Interfase Suelo-a-Aire (S/A) aunque ha sido cubierto con cinta. Si las tuberas enterradas tuene una proteccin catdica satisfactoria como es determinado por monitoreo de acuerdo con API 570 Seccin 7, la excavacin es requerida solo existe evidencia de aislamiento cubiertas daadas. Si la tubera enterrada esta sin aislamiento a nivel, se debern tomar consideraciones para excavar de 6 a 12 pulgadas de profundidad para evaluar el dao.En las Interfases Suelo-a-Aire (S/A) de concreto y asfalto para tubera enterrada sin proteccin catdica, el inspector deber observar para evidencia que el calafateo sellado en la interfase se ha deteriorado y permite el ingreso de humedad. En tales condiciones existe en sistemas de tuberas sobre 10 aos de antigedad, que podr ser necesario inspeccionar corrosin por debajo de la superficie antes de sellar nuevamente la junta.

Figura 23 Corrosin en Interfase Suelo/Aire Resultante de la Falla de Tubera Ascendente en Suelo Hmedo.

6.3.5

Servicio Especfico y Corrosin Localizada

Hay muchos tipos de corrosin interna posible del servicio del proceso. Estos tipos de corrosin son usualmente localizados, y son especficos para el servicio. Hay tres elementos para un programa efectivo de inspeccin el cual ayuda a identificar la potencialidad para estos tipos de corrosin y para seleccionar apropiados puntos de monitoreo de espesores (TMLs):

1. El inspector, ingeniero en corrosin e ingeniero en proceso debern tener conocimientos del servicio y una idea de que tipos de corrosin estn ocurriendo y donde podran ocurrir.

2. Uso extensivo de END.

3. Comunicacin del personal operativo cuando el proceso cambie y/o trastornos sucedan que puedan afectar el ndice de corrosin.

Ejemplos de donde estos tipos de corrosin podran ser esperados:a. Aguas debajo de de puntos de inyeccin y aguas arriba de separadores de productos, tales como en las lneas de efluentes de un reactor hidroprocesador.b. Corrosin por puntos de roco en corrientes condensadas, tales como fraccionadoras elevadas.

c. Arrastre de cido sosa custica sin anticipar de procesos dentro de sistemas de tuberas no aleadas en el contenedor custico, dentro de sistemas de tuberas de acero sin tratamiento trmico post-soldadura.

d. Puntos en los cuales la condensacin ebullicin de cidos (orgnicos inorgnicos) agua es probable que ocurran.

e. Puntos en los cuales cidos naftnicos otros orgnicos podrn estar presentes en corrientes del proceso.

f. Puntos en los cuales ataque de hidrogeno a altas temperaturas podrn ocurrir.

g. Puntos de condensacin desales de amoniaco en corrientes de hidroprocesos.h. Flujos de fase mezclada y reas turbulentas en sistemas cidos, tambin en reas ranuradas por hidrogeno.

i. Puntos en los cuales corrientes de alto azufre en temperaturas moderadas a altas existentes.j. Tuberas de acero al carbn de grados mixtos en servicio con aceite caliente corrosivo (232C mayores temperaturas y contenidos de azufre en el aceite mayores que 0.5% por peso). Notar que las tuberas de acero pasivadas, p.e.: A-53 y API 5L, podrn tener corrosin a altos ndices que aquellas tuberas de acero pasivadas, p.e.: A-106, en altas temperaturas en ambientes sulfatados.

k. Depsitos internos de corrosin en agregados, soluciones cristalizadas, fluidos de la produccin de coque.

l. Arrastre de cloruros en unidades reformadoras catalticas, particularmente donde se mezclan con otras corrientes hmedas.

m. reas soldadas sujetas a ataques preferentes.

n. Manchas Calientes por corrosin en tuberas con trazas de calentamiento externas. En servicios, los cuales se transforman mucho ms corrosivos a la tubera con incrementos de temperatura (p.e.: agua cida, custicos en acero al carbn) la corrosin SCC podrn desarrollarse en manchas calientes que s desarrollan a condiciones de bajo flujo.o. Sistemas de vapor de agua sujetos a corte de alambre, grafitizacin, cuando ocurre condensacin.

6.3.6

Erosin y Erosin/CorrosinLa erosin puede ser definida como la remocin de material superficial por la accin de numerosos impactos individuales de partculas slidas lquidas, o cavitacin. Podr estar caracterizada por surcos, orificios redondeados, ondas y valles con un patrn direccional. La erosin es usualmente en reas de flujo turbulento, tal como en cambios de direccin en un sistema de tuberas aguas debajo de vlvulas de control, donde se presenta vaporizacin. Los daos por erosin son usualmente incrementados en corrientes con grandes cantidades de partculas slidas lquidas y altas velocidades. Una combinacin de corrosin y erosin (corrosin/erosin) resulta en una gran perdida significativa de metal que la que podr ser esperada por corrosin erosin solamente.

Este tipo de corrosin ocurre en reas con altas velocidades y grandes turbulencias. Ejemplos en puntos a inspeccionar incluyen:

a. Aguas debajo de vlvulas de control, especialmente donde esta ocurriendo flasheo cavitacin.

b. Aguas abajo de orificios.c. Aguas debajo de descarga de bombas.

d. A cualquier punto de cambio de direccin del flujo, tal como en los radios externos de codos.

e. Aguas debajo de conf