Código de inspección de tuberías api 570
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Código de inspección de tuberías Inspección, reparación, alteración y reacondicionamiento de sistemas de tuberías en servicio. API 570 Primera edición, Junio 1993. Estándar Nacional Americano. ANSI/API API 570-1993 Aprobado: 18 de junio de 1993. Código de inspección de tuberías de línea. Inspección, reparación, alteración y revaloración de los sistemas en servicio de tuberías de línea. Departamento de manufactura, distribución y comercio. API 570 Primera edición, Junio 1993. NOTAS ESPECIALES 1. LAS PUBLICACIONES DE API (INSTITUTO AMERICANO DEL PETRÓLEO) NECESARIAMENTE MANEJA LOS PROBLEMAS DE UNA NATURALEZA GENERAL. CON RESPECTO A CIRCUNSTANCIAS PARTICULARES, REGLAS Y LEYES LOCALES, ESTATALES Y FEDERALES DEBEN SER REVISADAS. 2. EL API NO SE RESPONSABILIZA DE REUNIR LOS DEBERES O TAREAS DE LOS CONTRATANTES, MANUFACTURADORES, 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.
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Código de inspección de tuberías
Inspección, reparación, alteración y reacondicionamiento de sistemas de tuberías en servicio.
API 570
Primera edición, Junio 1993.
Estándar Nacional Americano. ANSI/API API 570-1993 Aprobado: 18 de junio de 1993.
Código de inspección de tuberías de línea.
Inspección, reparación, alteración y revaloración de los sistemas en servicio de tuberías de línea.
Departamento de manufactura, distribución y comercio.
API 570 Primera edición, Junio 1993.
NOTAS ESPECIALES
1. LAS PUBLICACIONES DE API (INSTITUTO AMERICANO DEL PETRÓLEO) NECESARIAMENTE MANEJA LOS PROBLEMAS DE UNA NATURALEZA GENERAL. CON RESPECTO A CIRCUNSTANCIAS PARTICULARES, REGLAS Y LEYES LOCALES, ESTATALES Y FEDERALES DEBEN SER REVISADAS.
2. EL API NO SE RESPONSABILIZA DE REUNIR LOS DEBERES O TAREAS DE LOS CONTRATANTES, MANUFACTURADORES, 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.
3. LA INFORMACIÓN CON RESPECTO A LA SEGURIDAD Y A LOS RIESGOS DE SALUD Y PRECAUCIONES APROPIADAS CON RESPECTO A LAS CONDICIONES Y MATERIALES PARTICULARES DEBE SER PROPORCIONADA POR LOS CONTRATANTES, MANUFACTURADORES O ABASTECEDORES DE AQUEL MATERIAL, O EL MATERIAL DE LA HOJA DE DATOS DE SEGURIDAD.
4. NADA CONTENIDO EN ALGUNA PUBLICACIÓN DEL API ES PARA QUE SEA
ENTENDIDO FORMALMENTE CORRECTO, COMO IMPLICACIÓN O DE OTRA MANERA, PARA LA MANUFACTURA, VENTA, O USO DE ALGÚN MÉTODO, APARATO O PRODUCTO CUBIERTO POR PATENTE DE CARTAS. TAMPOCO ALGO CONTENIDO EN LA PUBLICACIÓN DEBE ENTENDERSE COMO ASEGURAR AL ALGUIEN EN CONTRA DE LA OBLIGACIÓN PARA EL INFRINGIMIENTO DE PATENTE DE CARTAS.
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PREFACIO
El Código de Inspección de Tuberías de línea es un resultado de la necesidad para un código de inspección aplicable a sistemas de tuberías en línea construidos de acuerdo con ASME B31.3, Plantas químicas y tuberías de línea de refinación del petróleo, y otras secciones de códigos de tuberías de línea. Esta publicación complementa al API 570, Código de inspección de contenedores de presión, y el estándar del API 633, inspección de tanques, reparación, alternación, y reconstrucción, por medio de ajustes fuera de prácticas para los sistemas de tuberías de línea asociadas con los contenedores de presión y tanques de almacenamiento atmosférico.
El propósito del código de inspección de tuberías en línea es establecer los requerimientos y reglamentos que permitirán a los propietarios y usuarios de los sistemas de tuberías en línea para mantener la seguridad e integridad de los sistemas después de que ellos hayan sido colocados en servicio.
La intención del Instituto Americano del Petróleo es revisar periódicamente esta publicación. Todos los propietarios y operadores de los sistemas de tuberías de línea son invitados a reportar sus experiencias de inspección y reparación de sistemas de tuberías de línea cualquier vez que tales experiencias sugieran una necesidad de revisión o expansión de las prácticas colocadas fuera de este documento.
Las publicaciones del API pueden ser usadas por cualquiera que desee hacerlo. Cada esfuerzo ha sido hecho por el Instituto para asegurar la exactitud y confiabilidad de la información contenida en ellas; sin embargo, el Instituto no hace representaciones o
garantías en conexión con esta publicación por lo tanto claramente niega alguna obligación o responsabilidad por la pérdida o daños resultantes de su uso o por la violación de reglas federales, estatales o municipales con las cuales esta publicación pueda tener conflictos.
Las revisiones sugeridas, reportes, comentarios y requisitos para interpretaciones son invitados y deben ser dirigidos al director, Manufactura, Departamento de distribución y comercio, Instituto Americano del petróleo, calle L 1220, N. W., Washington, D.C. 20005. Vea el apéndice C para más información considerando las dudas acerca del API 570.
INFORMACION IMPORTANTE CON RESPECTO AL USO DE ASBESTO O MATERIALES ALTERNATIVOS.
El asbesto es específico o referente a ciertos componentes del equipo descrito en algunos estándares del API. Este ha sido de gran utilidad para minimizar incendios asociados con el proceso del petróleo. También ha sido un material sellador universal, compatible con muchos servicios de refinación de fluidos.
Ciertos serios efectos de salud adversos son asociados con asbesto, entre ellos el serio y frecuentemente fatal cáncer pulmonar, asbestosis, y mesothelioma (un cáncer del tejido del pecho y abdomen. Este grado de exposición al asbesto varía con el producto y las prácticas laborales incluidas.
Consulte a la mas reciente edición de la Seguridad Profesional y la Administración de Salud (OSHA). Departamento laboral de EEUU, Seguridad Profesional y Estándar de salud para Asbesto, Tremolite, Anthophylite, y Actinolite, 29 Código de Reglas Federales Sección 1910.001; La agencia de protección del medio ambiente de EEUU, el Estándar de Emisión Nacional para Asbesto, 40 Código de Reglas Federales Sección 61.140 hasta 61.156; y la regla propuesta por la Agencia de Protección del Medio Ambiente de EEUU (EPA) proporcionando requisitos de etiqueta y prohibición clasificada de productos de asbesto, publicada en el 51 Registro Federal 3738-3759 (29 de enero de 1986; la más reciente edición debe ser consultada).
Actualmente hay en uso y bajo desarrollo un número de materiales substitutos para reemplazar el asbesto en ciertas aplicaciones. Manufactores y usuarios son apoyados para desarrollar y usar materiales substitutos efectivos los cuales puedan reunir las especificaciones, y requerimiento operantes para el equipo al cual ellos se aplicarían.
CONTENIDO
Página
SECCION 1 - GENERALIDADES 1. Alcance .......................................................................................................... 1-1
1. Aplicación General ............................................................................. 1-1 2. Aplicaciones Específicas .................................................................... 1-1 2. Glosario ......................................................................................................... 1-2 3. Publicaciones referentes ................................................................................ 1-2 4. Responsabilidades ......................................................................................... 1-31. Propietario-usuario ............................................................................. 1-3 2. Ingeniero en tuberías en línea ............................................................. 1-3 3. Organización de Reparación ............................................................... 1-3 4. Inspector .............................................................................................. 1-3 5. Otro personal ....................................................................................... 1-3
SECCION 2 – ORGANIZACIÓN DE INSPECCION DE PROPIETARIO-USUARIO 1. Generalidades .................................................................................................. 2-1 2.2 Nivel del inspector de Tuberías en línea autorizado ....................................... 2-2
SECCION 3 – PRACTICAS DE INSPECCION Y EVALUACION 3.1 Preparación ..................................................................................................... 3-1 3.2 Inspección para Tipos de Corrosión y Rupturas ............................................. 3-1 3.2.1 Puntos de inyección ............................................................................... 3-1 3.2.2 Soportes muertos .................................................................................... 3-1 3.2.3 Corrosión bajo protección ...................................................................... 3-2 3.2.4 Interfase suelo-aire ................................................................................. 3-3 3.2.5 Corrosión localizada y de uso específico ............................................... 3-3 3.2.6 Erosión y Corrosión/Erosión .................................................................. 3-43.2.7 Ruptura ambiental ................................................................................... 3-4 3.2.8 Corrosión debajo de los revestimientos y Depósitos ............................... 3-4 3.2.9 Ruptura de fatiga ...................................................................................... 3-53.2.10 Ruptura de flujo ...................................................................................... 3-53.2.11 Fractura Frágil ....................................................................................... 3-5 3.2.12 Daños por congelación .......................................................................... 3-5 3.3 Tipos de inspección y vigilancia ..................................................................... 3-5 3.3.1 Inspección visual interna. ........................................................................ 3-5 3.3.2 Inspección de medidas de espesor .......................................................... 3-6 3.3.3 Inspección visual externa ....................................................................... 3-6 3.3.4 Vigilancia del movimiento lineal y vibración de tuberías en línea ......... 3-6 3.3.5 Inspección suplemental ........................................................................... 3-6 3.4 Localizaciones de medidas de espesor ............................................................. 3-6 3.4.1 Generalidades .......................................................................................... 3-6 3.4.2 Monitoreo de TML ................................................................................... 3-7 3.4.3 Selección de TML ...................................................................................... 3-7 3.5 Métodos de medida de profundidad .................................................................. 3-7 3.6 Evaluación de presión de los sistemas de tuberías en línea. ............................. 3-8 3.7 Verificación y Delineabilidad del Material. ..................................................... 3-9
3.8 Inspección de Válvulas .................................................................................... 3-9 3.9 Inspección de soldaduras en servicio ............................................................... 3-9 3.10 Inspección de Juntas Bridadas. ...................................................................... 3-10
SECCION 4 – FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION 4.1 Clases de Servicio de Tuberías en línea. .......................................................... 4-1 4.1.1 Clase 1 ..................................................................................................... 4-1 4.1.2 Clase 2 ..................................................................................................... 4-1 4.1.3 Clase 3 ..................................................................................................... 4-1 4.2 Intervalos de Inspección .................................................................................. 4-2 4.3 Extensión de Inspección de CUI y externas. ................................................... 4-2 4.4 Extensión de Inspección de medidas de espesor ............................................. 4-3 4.5 Extensión de orificios pequeños, Tuberías en línea auxiliares, e Inspección de Juntas roscadas ............................................................................................ 4-3 4.5.1 Inspección de Tuberías con pequeños orificios ...................................... 4-3 4.5.2 Inspección de tuberías en línea auxiliares .............................................. 4-3 4.5.3 Inspección de Juntas roscadas (Threaded-conexions) ........................... 4-3
SECCION 5 – INSPECCIÓN DE RECAUDACION, ANALISIS Y EVALUACION DE DATOS 5.1 Determinación de la rango (rate) de Corrosión ............................................... 5-1 5.1.1 Cálculos de vida remanente .................................................................... 5-1 5.1.2 Sistemas de Tuberías en línea recientemente instalados o Cambios de servicio. ............................................................................... 5-1 5.1.3 Sistemas de Tuberías en línea existentes ................................................ 5-2 2. Determinación de presión de funcionamiento máximo permitido ................. 5-2 3. Determinación de grosor mínima requerida ................................................... 5-2 4. Evaluación de Areas Reducidas localmente. .................................................. 5-2 5. Análisis de esfuerzo de Tuberías en línea ....................................................... 5-3 6. Reportes y récords para la inspección del sistema de Tuberías en línea. ....... 5-4
SECCION 6 – REPARACIONES, ALTERACIONESY REVALORACION (RERATING) DE SISTEMA DE TUBERIAS EN LINEA. 6.1 Reparaciones y Alteraciones ............................................................................ 6-1 6.1.1 Autorización ............................................................................................ 6-1 6.1.2 Aprobación .............................................................................................. 6-1 6.1.3 Reparaciones de soldaduras (incluyendo en funcionamiento) ................ 6-1 6.1.4 Reparaciones sin soldaduras (en funcionamiento) .................................. 6-1 6.2 Soldaduras y derivación caliente. ..................................................................... 6-2 6.2.1 Procedimientos, calificaciones y registros. .............................................. 6-2 6.2.2 Tratamiento de calentamiento de post-soldaduras(postwelding) y pre-calentamiento (preheating) ............................................................. 6-2 6.2.3 Diseño ...................................................................................................... 6-2 6.2.4 Materiales ................................................................................................ 6-3
6.2.5 Evaluación no destructiva ....................................................................... 6-36.2.6 Evaluación de Presión .............................................................................. 6-36.3 Revaloración (rerating) ..................................................................................... 6-3
SECCION 7 – INSPECCION DE TUBERIAS EN LINEA ENTERRADAS. 7.1 Tipos y métodos de inspección. ........................................................................ 7-1 7.1.1 Vigilancia visual de grado superior ......................................................... 7-1 7.1.2 Estudio potencial de intervalo detallado .................................................. 7-1 7.1.3 Estudio por temporadas del revestimiento de las tuberías en línea 7.1.4 Resistencia del suelo ................................................................................ 7-17.1.5 Monitoreo de Protección catódica ........................................................... 7-2 7.1.6 Métodos de Inspección ............................................................................ 7-2 7.2 Frecuencia y Extensión de la Inspección .......................................................... 7-2 7.2.1 Vigilancia visual de grado superior ......................................................... 7-2 7.2.2 Estudio potencial de ducto-suelo (pipe-soil) ........................................... 7-3 7.2.3 Estudio por temporada del revestimiento de tuberías en línea ................ 7-3 7.2.4 Corrosividad del suelo ............................................................................. 7-37.2.5 Protección catódica. ................................................................................ 7-3 7.2.6 Intervalos de Inspección externa e interna ............................................. 7-3 7.2.7 Intervalos de examen de fugas. ................................................................ 7-4 7.3 Reparaciones para sistemas de Tuberías en línea enterrados. .......................... 7-4 7.3.1 Reparaciones para revestimientos ............................................................ 7-4 7.3.2 Reparaciones de abrazaderas (Clamp) ..................................................... 7-5 7.3.3 Reparaciones de soldaduras ..................................................................... 7-5 7.4 Registros. .......................................................................................................... 7-5
APÉNDICE A – GLOSARIO ...................................................................................... A-1 APÉNDICE B – CERTIFICACION DE INSPECTOR (ESTE APÉNDICE ESTA RESERVADO PARA EL MATERIAL FUTURO QUE SEA AÑADIDO A ESTE ESTÁNDAR) ..................................................................... B-1 APÉNDICE C – ENCUESTAS TÉCNICAS ............................................................... C-1 APÉNDICE D – EJEMPLO DE REPARACIONES .................................................. D-1 APÉNDICE E – LISTA DE COMPROBACION DE INSPECCIÓN EXTERNA PARA PROCESAR TUBERIAS EN LINEA .................................. E-1 Figuras Figura 1 – Circuito de tuberías en línea de punto de inyección típico. ................... 3-2 Figura D-1 – Revestimiento aislante de reparación del envolvimiento(encirclement) D-1 Figura D-2 – Parches de Reparación pequeños ....................................................... D-2
Tablas Cuadro 1 – intervalos de Inspección máxima recomendadas. ................................. 4-4 Cuadro 2 – Dos ejemplos del cálculo de la presión funcional máxima permitida (MAWP) ilustrando el uso del concepto de media vida de corrosión. .............................................................................................. 5-5
Cuadro 3- Frecuencia de Inspección para Tuberías en línea enterradas sin Protección catódica efectiva .................................................................. 7-4 Código de Inspección de Tuberías – Inspección, reparación, reacondicionamiento y revaloración de sistemas de tuberías de línea en servicio.
1. Alcance
1. APLICACIÓN GENERAL
1. Cubrimiento
API 570 se encarga de los procedimientos de revaloración, alteración, reparación, e inspección para los sistemas de tuberías de línea metálicos que han estado en servicio.
2. Propósito
API 570 fue desarrollado para la refinación del petróleo y las industrias de procesos químicos para que pueda ser usado positivamente para algún sistema de tuberías de línea. Está propuesto para el uso por organizaciones que mantienen o tienen acceso a una agencia de inspección autorizada, una organización de reparaciones e inspectores, ingenieros y examinadores técnicamente calificados, además de lo definido en el apéndice A.
3. Limitaciones
API 570 no debe ser usado como un sustituto de los requerimientos de construcción originales gobernantes en un sistema de tuberías de línea antes de que sea colocado en servicio; tampoco debe ser usado en conflicto con algunos requerimientos regulatorios prevalentes.
2. APLICACIONES ESPECIFICAS
1. Servicios de fluidos incluidos
A excepción de cómo se provee en 1.1.2.2, API 570 aplica a los sistemas de tuberías en línea al proceso de fluidos, hidrocarburos y similares servicios de fluidos tóxicos o flamables, tales como los siguientes: a. Productos de petróleo terminado, intermedio y crudo. b. Productos de químicos terminados, intermedio y crudo c. Líneas catalísticas d. Hidrógeno, gas natural, gas combustible y sistema de llamaradas (flare) e. Aguas malas y peligrosas corrientes de desperdicio encima de los limites de entrada, definido por las reglas jurisdiccionales. f. Químicos peligrosos encima de los limites de entradas definidos por las reglas
jurisdiccionales.
2. Sistemas de Tuberías de línea opcionales y excluidas.
Los servicios de fluido y clases de sistemas de tuberías en línea listadas a continuación son excluidas de los requerimientos específicos del API 570 pero podrían ser incluidas a opción del propietario o usuario.
a. Servicios de fluidos que son excluidos o incluidos opcionalmente son los siguientes : 1. Peligrosos servicios de fluidos debajo de los límites de entrada, como los definidos por reglas jurisdiccionales. 2. Agua (incluyendo los sistemas de protección de fuego), vapor, condensación de vapor, alimentador de agua para caldera(boiler feed water), y Servicios de fluidos de categoría D, como se define en ASME B31.3. b. Clases de sistemas de tuberías de línea que son excluidas u opcionales son las siguientes: 1. Sistemas de tuberías de línea sobre estructuras movibles cubiertas por reglas jurisdiccionales, incluyendo los sistemas de tuberías en línea de camiones, lanchas, barcos y otro equipo movible. 2. Sistemas de tuberías en línea que son una parte integral o componente de dispositivos mecánicos recíprocos o rotantes, tales como bombas, compresores, turbinas, generadores, ingenios y cilindros neumáticos o hidráulicos donde las primeras consideraciones de diseño y o esfuerzos son derivados de los requerimientos funcionales del dispositivo. 3. Tuberías de línea internas o tuberías de calderas y calentadores quemados, incluyendo tubos, cabezal de tubos, codos de retorno (return bends), cruce en arco externos (external crossovers) y tubos múltiples de distribución. 4. Recipientes de presión, calentadores, hornos, cambiadores de calor y algún otro manejador de fluidos o equipo de procesamiento, incluyendo tuberías en línea internas y conexiones para tuberías en línea externas. 5. Instalación de cañería, alcantarillas sanitarias, alcantarillas de agua de proceso y contra alcantarillas. 6. Tuberías en línea o tuberías con un diámetro exteriores no excedentes del NPS1/2. 7. Tuberías en línea no metálicas y tuberías en línea revestidas de vidrio o polimérico.
2. Glosario
Definiciones o términos técnicos usados a lo largo de este documento puede ser encontrado en el apéndice A.
3. Publicaciones referenciadas.
Las ediciones más recientes de los estándares, códigos y especificaciones siguientes son citados en API 570.
API * 510 Código de inspección de contenedores de Presión. * RP 5711 Identificación de las condiciones causantes de deterioración o fallas * RP 574 Inspección de tuberías de línea, tuberías, válvulas y conexiones.* Std 598 Evaluación e inspección de válvulas. * RP 651 Protección catódica de Tanques de almacenamiento de petróleo sobre el suelo. * RP 750 Administración de riesgos de proceso. * Publ 920 Prevención de fracturas frágiles de contenedores de presión. * Publ 2201 Procedimientos para soldaduras o extracción caliente (hot tapping) en equipos con contenido flamable (bajo revisión)
ASME2 * B16.34 Válvulas- de terminaciones soldadas, bridadas * B31.3 Planta química y tuberías en línea para refinación del petróleo. * B31G Manual para determinar la resistencia remanente (remaining strength) de tubos en línea corroídos. Código de recipientes de presión y calderas, sección VII, “recipientes de presión” Divisiones 1 y 2; sección IX, “Calificaciones de soldaduras con latón y soldaduras”
ASTM3 * G57 Método para la medida de campo de la resistencia del suelo usando el método de excretor de cuatro electrodos (four-electrode wenner)
NACE4 * RP0169 Control de Corrosión externa en sistemas de tuberías de línea metálicas sumergidas o subterráneas. * RP0170 Protección de aceros inoxidables ausienítico de rupturas de corrosión de esfuerzo de ácidos politionico durante la clausura del equipo de refinería. * RP0274 Inspección eléctrica de alto voltaje de principales revestimientos de tuberías en línea para instalación. * RP0275 Aplicación de los revestimientos orgánicos a la superficie externa de tubos de acero para el servicio subterráneo.
NFPA5 * 704 Identificación de los riesgos de incendio de materiales.
4. Responsabilidades
1. Propietario-usuario
El propietario-usuario de una instalación de tuberías en línea sin la protección de API 570 debe tener total responsabilidad para condicionarse al API 570 y para establecer requerimientos para inspección, reparación, alteración y revaloración.
2. Ingeniero en tuberías de línea.
El ingeniero en tuberías de línea es responsable a el propietario-usuario para las actividades que incluyen el diseño, chequeo de ingeniería, análisis o evaluación de los sistemas de tuberías de línea cubiertos por el API 570.
3. Organización de reparación.
La organización de reparación debe ser responsable del propietario-usuario y debe proveer los materiales, equipo, control de calidad, y habilidad necesaria para mantener y reparar los sistemas de tuberías de línea de acuerdo con los requerimientos del API 570.
4. Inspector
El inspector debe ser responsable con el propietario-usuario para determinar que los requerimientos del API 570 para inspección, examinación y evaluación sean reunidos.
5. Otro personal
Operador, mantenimiento, u otro personal quien tiene conocimiento especial o experiencia relacionada a sistemas de tuberías de línea en particular debe ser responsable para la pronta prevención del inspector o el ingeniero de tuberías de línea de algunas condiciones inusuales que puedan desarrollar y proveer otra asistencia, donde sea apropiada.
1. Generalidades
Un propietario-usuario de los sistemas de tuberías de línea debe ejercitar el control del programa de inspección del sistema de tuberías en línea, frecuencias de inspección, y mantenimiento y es responsable para la función de una agencia de inspección autorizada de acuerdo con las provisiones del API 570. La organización de inspección del propietario- usuario también debe controlar las actividades relacionadas a la revaloración, reparo y alteración de los sistemas de tuberías de línea.
2. Nivel del inspector de tuberías de línea autorizado.
Los inspectores de tuberías en línea autorizados deben tener la educación y experiencia equivalente de al menos una de las siguientes :
Un grado en ingeniería mas un año de experiencia en el diseño, construcción, reparación, operación o inspección de sistemas de tuberías de línea. a. Un certificado de 2 años en ingeniería o tecnología de una universidad técnica más 2 años de experiencia en el diseño, construcción, reparación, operación o inspección de sistemas de tuberías de línea.
b. El equivalente a preparatoria más 3 años de experiencia en el diseño, construcción, reparación, operación o inspección de sistemas de tuberías de línea. c. Cinco años de experiencia inspeccionando sistemas de tuberías en línea de servicio.
Cuando el término de inspector es usado en este documento, se refiere a un inspector de tuberías de línea autorizado.
3.1 Preparación
Porque los productos llevados en los sistemas de tuberías en línea, las precauciones de seguridad son importantes cuando el sistema es inspeccionado, particularmente si es abierto para examinación de superficies internas. Los procedimientos para segregar los sistemas de tuberías de línea, instalando puntas ciegas (blanks), y evaluando el grosor deben ser una parte integral de prácticas de seguridad. Las precauciones de seguridad apropiadas deben ser tomadas antes que al sistema de tuberías en línea sea abierto y antes de que algunos tipos de inspección interna sean arreglados. En general, la sección de tuberías en línea para que sea abierta debe estar aislada de todas las fuentes de líquidos dañinos, gases o vapores y purgada para remover todo el aceite y gases flamables o tóxicos y vapores. Antes de la inspección inicial, el personal de inspección debe obtener el permiso para trabajar en los alrededores del personal de operación responsable del sistema de tuberías de línea. El equipo de protección debe ser usado cuando se requiera por las reglas o por el propietario-usuario. El equipo de evaluación no destructivo usado para la inspección esta sujeto a los requerimientos de la seguridad de facilidad de operación para el equipo eléctrico. En general, los inspectores deben familiarizarse ellos mismos con los resultados y reparaciones de inspección principales. En particular, ellos deben revisar la historia de los sistemas de tuberías en línea individuales brevemente antes de realizar alguna de las inspecciones requeridas por el API 570. (Ver sección 6 de las prácticas recomendadas 574 del API para prácticas recomendadas suplementarias).
3.2 Inspección para tipos específicos de corrosión y ruptura (cracking)
Nota : Para información completa y más detallada, ver 571 prácticas recomendadas del API.
Cada propietario-usuario debe proveer atención específica a la necesidad de inspección para los sistemas de tuberías en línea que son susceptibles a los tipos de especificaciones siguientes y áreas de deterioración : a. Puntos de inyección b. Soportes muertos c. Corrosión bajo aislamiento (CUI) d. Interfase suelo-aire
e. Servicio específico y corrosión localizada. f. Erosión y corrosión/erosión g. Ruptura del medio ambiente h. Corrosión entre los revestimientos y depósitos. i. Rupturas de agotamiento j. Ruptura de flujo. k. Fractura frágil l. Congelar daños
Otras áreas de interés son notadas en la 571 práctica recomendada del API y 8.1 de la 574 práctica recomendada del API.
3.2.1 Puntos de inyección
Los puntos de inyección a veces son sujetos a corrosión acelerada o localizada de las condiciones de operación normales o anormales. Estos que podrían ser tratados como circuitos de inspección separados, y estas áreas necesitan ser inspeccionadas detalladamente en un horario regular. Cuando se diseñe un circuito de punto de inyección para los propósitos de inspección, el límite de contra corriente(upstream) recomendado de el punto de inyección, cualquiera es grande. El limite de corriente abajo (downstream) recomendado del circuito de punto de inyección es el segundo cambio en la dirección fluyente pasado el punto de inyección, o 25 pies (7.6 metros) mas allá del primer cambio en la dirección fluyente, cualquiera es menor. En algunos casos, puede ser mas apropiado extender este circuito a la ---
próxima pieza del equipo de presión, como se muestra en la figura 1. La selección de localizaciones de medidas de espesor (TMLs) sin circuitos de punto de inyección sujeta a corrosión localizada debe estar de acuerdo con los siguientes lineamientos:
a. Establecer TMLs en ajustes apropiados sin el circuito de punto de inyección. b. Establecer TMLs en la pared del ducto a la localización del choque de la pared del ducto esperado del fluido inyectado. c. TMLs 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 TMLs en ambos limites de corriente abajo y contra corriente del circuito de punto de inyección.
Los métodos preferidos de inspección de puntos de inyección son radiografía y/o ultrasónicos, apropiados para establecer el mínimo de espesor en cada TML. Medidas de ultrasónico de rejilla cercanas o exploración puede ser usado, sólo si las temperaturas son apropiadas Para algunas aplicaciones, es benéfico remover los hilos de tuberías en línea para facilitar una inspección visual de la superficie interior. Sin embargo, las medidas de espesor aún
serán requeridas para determinar el espesor permanente. Durante inspecciones programadas por periodos, la inspección más intensa debe ser aplicada a un área comenzando a 12 pulgadas (305 milímetros)contra corriente de la boquilla (nozzle)de inyección y continuando por al menos diez diámetros de ducto de corriente abajo del punto de inyección. Adicionalmente, la medida y el registro del espesor en todos TMLs sin el circuito del punto de inyección.
3.2.2 SOPORTES MUERTOS
El rango de corrosión en los soportes muertos puede variar significativamente de las tuberías de línea activas adyacentes. El inspector debe monitorear el espesor de la pared en soportes muertos seleccionados, incluyendo ambos el corte final estancado y en la línea activa. En sistemas de tuberías de línea calientes, el área del punto alto puede ser corroída doble para corrientes de convección colocadas en el soporte muerto. La consideración debe ser dada al remover el soporte muerto que sirve no lejos del propósito del proceso.
3.2.3 Corrosión bajo aislamiento
La inspección externa de sistemas de tuberías en línea aisladas debe incluir un resumen de la integridad del sistema de aislamiento para las condiciones que pudieran guiar a la corrosión bajo aislamiento (CUI) y para señas de la continuación de CUI. 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 acero al carbono y ruptura de corrosión de esfuerzo 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, templadas pueden requerir un programa muy activo; mientras que localidades en mediocontinente, mas secas y más frescas no pueden necesitar un programa extenso.
3.2.3.1 Sistemas de tuberías de línea aislados susceptibles a CUI
Ciertas áreas y tipos de sistemas de tuberías en línea son potencialmente mas susceptibles a CUI, incluyendo lo siguiente : a. Áreas expuestas a sobre rociamiento de niebla b. Áreas expuestas a salidas de vapor c. 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 línea de acero al carbón, incluyendo aquellas aisladas por 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 en línea de acero al carbón que normalmente operan en
servicio superior a 250°F(120°C)pero están en servicio intermitente. g. Soportes muertos y piezas accesorias que sobresalen de tuberías en líneas aisladas y operan a una temperatura diferente de la temperatura en operación de la línea activa. h. Sistemas de tuberías en líneas 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) i. Sistemas de tuberías en líneas vibrantes que tienen una tendencia a provocar daño al envolvente de aislamiento(jacketing) proveyendo un camino para el ingreso del agua. j. Sistemas de tuberías en línea de vapor trazado que pueden experimentar fugas delineantes, especialmente en revestimientos de tuberías debajo del aislamiento. k. Sistema de tuberías en línea con revestimientos deteriorados y/o encintado aislante.
3.2.3.2 Localizaciones comunes en los sistemas de tuberías de línea susceptibles a CUI.
Las áreas de sistemas de tuberías de línea listadas en 3.2.3.1 pueden tener localizaciones específicas sin aquellas que son más susceptibles a CUI, incluyendo las siguientes : a. Todas las penetraciones o brechas en los sistemas de aislamiento envolvente, tales como: 1. Soportes muertos (salidas, desagües, y otros artículos similares) 2. Barra de suspensión de ductos y otros soportes. 3. Válvulas y conexiones (superficies de aislamiento irregulares) 4. Zapata de ductos enpernados. 5. 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 de línea horizontal o impropiamente envolvente de aislamiento recubierto o sellado. e. Terminación de aislamiento en bridas y otros componentes de tuberías en línea. 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 en línea que tienen una brecha conocido en el sistema de aislamiento, incluyendo puntos bajos en largos ciclos de tuberías en línea sin soporte. i. Bridas de acero de baja aleación o al carbón, atornillantes, 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 las medidas de espesor de tuberías de línea en tuberías de línea aisladas debe recibir atención particular. Estos tapones(plugs) deben ser prontamente remplazados y sellados. Varios tipos de tapones(plugs) remobibles son comercialmente accesibles que permiten la inspección e identificación de los puntos de inspección para futura referencia.
3.2.4 INTERFASE SUELO-AIRE
Las interfases suelo-aire para tuberías en línea enterrados sin la protección catódica adecuada deben estar incluidas en las inspecciones de tuberías en línea externas programadas. La inspección al grado que debe checar los daños de revestimiento, ductos descubiertos, y medidas de profundidad de la excavación. Si la corrosión significante es notada, las medidas de espesor y excavación pueden ser requeridas para evaluar si la corrosión es localizada a la interfase suelo-aire o puede ser más presente al sistema enterrado. Las lecturas de grosor en las interfases Suelo-aire puede exponer el metal y acelerar la corrosión si los revestimientos y cintas de recubrimiento aislante no están propiamente restauradas. Si las tuberías en línea tienen la protección catódica satisfactoria como la determinada por el monitoreo de acuerdo con la sección 7, la excavación es requerida solo si hay evidencia del daño de la cinta de recubrimiento aislante o del revestimiento. Si la tubería en línea 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 para el daño escondido (hidden). En las interfaces concreto-aire y asfalto-aire de tuberías en línea 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 línea por 10 años, puede ser necesario inspeccionar la corrosión debajo de la superficie antes del resello de la junta.
3.2.5 CORROSION LOCALIZADA Y DE USO ESPECIFICO
Un programa de inspección efectivo incluye los siguientes tres elementos, los cuales ayudan a identificar el potencial de la corrosión localizada y de uso específico y seleccionar TMLs apropiado :
a. Un inspector con conocimiento del uso y donde la corrosión probablemente ocurra. b. El uso extenso de la examinación no destructiva. (NDE) c. La comunicación del personal de operación cuando las colocaciones del proceso ocurren que pueden afectar los rangos de corrosión.
Pocos ejemplos de donde este tipo de corrosión podría esperarse que ocurra incluyen lo siguiente :
a. Corriente abajo de puntos de inyección y contra corriente de separadores 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 inanticipado o sobrante cáustico (caustic carryover) de procesos en sistemas de tuberías de línea no aleados o arrastre de impurezas cáustico 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 en línea 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 que el ducto de acero destruido de no silicón (nonsilicon killed steel pipe), tal como A-53 y API 5L, puede correr a rangos más altos que el ducto de acero destruido de silicon (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 en línea con indicación de calor externo. En usos que llegan a ser mucho más corrosivos para las tuberías en línea con temperatura incrementada, tal como cáustico en acero al carbón, corrosión o ruptura de corrosión intensa.
3.2.6 EROSION Y CORROSION / EROSION
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 fluidez turbulenta, tales como en los cambios de dirección en un sistema de tuberías en línea o corriente debajo 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 pérdidas de importantes metales 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 la activación de absorbedor de gases residuales (flashing) b. Corriente abajo (downstream) de orificios. c. Corriente abajo de descargas de bomba. d. En algún punto del cambio de dirección de corriente, tal como los radios de adentro y fuera de los codos (elbows). e. Corriente abajo de las configuraciones de tuberías en línea (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 grosor sobre un área extensa, tal como la exploración ultrasónica, el perfil radiográfico o corriente en remolino.
3.2.7 RUPTURA DEL MEDIO AMBIENTE
Los materiales de construcción del sistema de tuberías en línea son normalmente seleccionados para resistir las varias formas de rupturas de corrosión intensa. (SCC). Sin embargo, algunos sistemas de tuberías en línea pueden ser susceptibles a la ruptura ambiental debido a las condiciones de proceso de redisposición, 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 auteníticos debido a la humedad y aislamiento bajo cloruros, 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 en línea que no están sin tensión. e. SCC de carbonato f. SCC en ambientes donde existe el sulfuro de hidrogeno húmedo, tales como los sistemas que contienen agua agría (sour). g. Abrasador de hidrógeno y daño de (HIC) ruptura de hidrógeno inducido.
Cuando el inspector sospecha o es aconsejado que circuitos específicos pueden ser susceptibles a rupturas ambientales, el inspector debe programar inspecciones suplementales. Tales inspecciones pueden tomar la forma de superficie de NDE (evaluación de líquido penetrante (PT) o evaluación de partícula magnética fluorescente húmeda (WFMT) o ultrasónicos (UT). Donde sea accesible, los tambores supuestos pueden ser removidos del sistema de tuberías en línea y la desconexión en dos partes para la examinación de superficie interna. Si la ruptura ambiental es detectada durante la inspección interna de tanques de presión y la tubería de línea es considerada igualmente susceptible, el inspector debe designar los apropiados tambores de la tubería de línea de corriente arriba y corriente abajo del tanque de presión para la inspección de ruptura ambiental. Cuando el potencial para la ruptura ambiental es esperada en los circuitos de tuberías de línea, la inspección de tambores (spools) seleccionados debería ser programada primero para un próximo cambio de posición. Tal inspección debe proveer información utilizable en mantenimiento de cambio de posición de pronostico.
3.2.8 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 en línea.
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 son notadas, puede ser necesario remover porciones del revestimiento interno para investigar la efectividad de los revestimientos y la condición de la tubería en línea de metal debajo de los revestimientos. Alternativamente, la inspección ultrasónica de la superficie externa puede ser usado para medir el grosor 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 de el revestimiento refractario es detectada, las porciones del refractario puede ser removidas para permitir la inspección de la tubería en línea debajo del refractario. Por otro lado, las medidas de grosor ultrasónicas pueden estar hechas de la superficie de metal externa. Donde los depósitos operantes, tales como coque, estén presentes en una superficie de ductos, 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 tambores seleccionados sean removidos o que los métodos NDE, tales como radiografía, sean arreglados en áreas selectas.
3.2.9 Ruptura de fatiga
La ruptura de fatiga de los sistemas de tuberías en línea pueden 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 de la ruptura de 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 3.3.4 para requerimientos de vigilancia de tuberías de línea vibrantes y 5.5 para requerimientos de diseño asociado con tuberías en línea vibrante). La ruptura de 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 4.5.3 para consideraciones de fatiga relativa a juntas roscadas). Los métodos NDE preferidos de detección de ruptura de fatiga incluye la evaluación de penetrante de líquido (PT) o evaluación de partícula magnética (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 la ruptura de fatiga
es propia a causar fallas de tuberías en línea 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, el diseño propio y la instalación en orden para prevenir la iniciación de la ruptura de fatiga son importantes.
3.2.10 Ruptura de flujo
El flujo depende del tiempo, temperatura y esfuerzo. La ruptura de flujo eventualmente puede ocurrir en las condiciones designadas, desde algunos de los esfuerzos permisibles del código de tubería en línea están en el rango de flujo. La ruptura es acelerada por la interacción de fatiga y flujo cuando las condiciones operantes en el rango de flujo son cíclicos. El inspector debe poner atención particular a las áreas de concentración de alto esfuerzo. Si las temperaturas excesivas son encontradas, la propiedad mecánica y cambios micro-estruturales en metales también pueden tomar lugar, lo cual puede permanentemente debilitar el equipo. Desde que el flujo depende del tiempo, temperatura, y esfuerzo, los niveles actuales o estimados de estos parámetros serán usados en algunas evaluaciones. Un ejemplo de donde la ruptura de flujo ha sido experimentada en la industria es en 1 ½ aceros Cr sobre 900°F (482 °C). Los métodos NDE de detección de ruptura de flujo incluyen la evaluación de penetrante de líquido, la evaluación de partícula magnética, la evaluación ultrasónica, la evaluación radiográfica, y metalografía in situ. 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.
3.2.11 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 en línea de pared delgada relativamente. La mayoría de las fracturas frágiles han ocurrido en la primer aplicación de un grado de esfuerzo particular (esto es, la primer hidroevaluación o sobrecarga) a menos que los defectos críticos estén introducidos durante el uso. El potencial para una falla frágil será considerados cuando se rehidroevalúe o 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 920 publicación del API, la cual contiene información de la prevención de fractura frágil en contenedores de presión, puede ser de utilidad en la determinación del potencial de fractura frágil en los sistemas de tuberías en línea.
3.2.12 Daños por congelación
A temperaturas subcongelantes, el agua y las soluciones acuosas en sistemas de tuberías en línea pueden congelar y causar fallas por la expansión de estos materiales. Después de un inesperado clima congelante severo, es importante checar por los daños por congelamiento en componentes de tuberías en línea expuestos antes de que el sistema deshiele. Si la ruptura ha ocurrido, la fuga puede ser temporalmente prevenida por el fluido congelado. Puntos bajos, soportes purgadores (driplegs) y soportes muertos (deadlegs) de los sistemas de tuberías en línea con agua deberían ser cuidadosamente examinados por daño.
3.3 Tipos de inspección y vigilancia.
Los diferentes tipos de inspección y vigilancia son apropiados dependiendo de las circunstancias y del sistema de tuberías en línea (ver la nota). Esto incluye lo siguiente :
a. Inspección visual interna b. Inspección de medidas de espesor c. Inspección visual externa d. Inspección de tuberías en línea vibrantes e. Inspección suplemental.
Nota : Ver la sección 4 para la inspección de extensión y frecuencia.
3.3.1 Inspección visual interna
Las inspecciones visuales internas normalmente no son ejecutadas en las tuberías en línea. 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 en línea de diámetro grande. Tales inspecciones son similares en naturaleza a las inspecciones de contenedores de presión y deberían ser conducidas con procedimientos y métodos similares a estos brevemente descritos en el API 510. Las técnicas de inspección visual remota puede ser de ayuda cuando se inspeccione la tubería en línea tan pequeña para entrar.
Una oportunidad adicional para la inspección interna es proveída cuando las bridas de tuberías en línea están desconectadas, permitiendo la inspección visual de superficies internas con o sin el uso de NDE. Remover una sección de tuberías en línea y henderla a lo largo de su línea central también permite el acceso a superficies internas donde hay la necesidad para tal inspección.
3.3.2 Inspección de medidas de espesor
Una inspección de medida de espesor es realizada para determinar la condición interna y el espesor sobrante de los componentes de tuberías en línea. Las medidas de espesor pueden ser obtenidas cuando el sistema de tuberías de línea esta en o fuera de operación
y será ejecutado por el inspector o examinador.
3.3.3 Inspección visual externa
Una inspección visual externa es realizada para determinar la condición del exterior de la tubería de línea, el sistema de aislamiento, los sistemas de revestimiento y pintado, y ferretería asociada; y checar por 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 de línea esta en servicio. Las inspecciones externas pueden ser hechas cuando el sistema de tuberías de línea esta en uso. Referirse a la 574 práctica recomendada del API para información útil en las conducción de inspecciones externas. Una lista de comprobación para asistir en la conducción de inspecciones externas es proporcionada en el apéndice E. Las inspecciones externas incluirán evaluaciones para la condición de soportes y barras de suspensión de tuberías en línea. 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 en línea 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 en línea 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 en línea por la presencia de algunas modificaciones de campo o reparaciones temporales no registradas previamente en los dibujos y/o registros de tuberías en línea. 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 4.3 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 para inspector. En tales casos, las personas que conducen las inspecciones de tuberías en línea 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 E y 8.2 del 574 prácticas recomendadas por el API para ejemplos de tal deterioración.)
3.3.4 Vigilancia del movimiento lineal y vibración de tuberías de línea.
El personal operador debería reportar la tuberías de línea desviantes o vibrantes para el personal de inspección o ingeniería para 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 de línea están controlados, el examen de partícula magnética periódico o examen de penetrante de líquido debería ser considerado para checar el comienzo de la ruptura de fatiga. Las conexiones de bifurcación deberían recibir atención especial.
3.3.5 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 la ruptura ambiental. La emisión acústica, la detección de fuga acústica y termografía puede ser usada para detección y vigilancia de fuga remota. Los ultrasonicos y radiografía puede ser usada para detectar corrosión localizada.
3.4 Localizaciones de medidas de espesor.
3.4.1 Generalidades
Las localizaciones de medidas de espesor (TMLs) están en áreas específicas a lo largo del circuito de tuberías en línea donde las inspecciones están para ser hechas. La naturaleza del la TML varía de acuerdo a su localización en el sistema de tuberías de línea. La selección de las TMLs deberán considerar el potencial para la corrosión localizada y la corrosión de uso específico como se describe en 3.2.
3.4.2 Monitoreo de TML
Cada sistema de tuberías en línea deberá ser monitoreado tomando las medidas de espesor en TMLs. Los circuitos de tuberías de línea con consecuencias de alto potencial si se presenta una falla y estos sujetos a rangos de corrosión alta o corrosión localizada normalmente tendrán más TMLs y serán monitoreados más frecuentemente (Ver 4.2). Las TMLs deberían ser distribuidas apropiadamente a través de cada circuito de tuberías en línea. Las TMLs pueden ser eliminadas o el número reducido bajo ciertas circunstancias, tales como tuberías en línea de lados fríos de plantas olefínicas, tuberías en línea de
amoníaco anhídro, producto de hidrocarburo no corrosivo limpio, o tuberías de alta aleación para productos puros. En circunstancias donde las TMLs serán substancialmente reducidas o eliminadas, 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 ultrasónicos. Cuando sea logrado con ultrasónicos, 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 de el área de un punto de evaluación deberá ser registrada y usada para calcular rangos de corrosión, vida remanente y la próxima fecha de inspección de acuerdo con la sección 5. Cuando sea apropiado, las medidas de espesor deberían 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 deberá ser registrada. Las TMLs deberían ser establecidas 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. Las TMLs deberían ser marcadas en dibujos de inspección y en el sistema de tuberías en línea para permitir medidas repetitivas en las mismas TMLs. Este procedimiento de registro proporciona datos para una determinación de rango de corrosión más exacto.
3.4.3 Selección de TML
1. En la selección o ajustamiento del número y localizaciones de TMLs, 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 no muy constante de reducción de pared de tubo independiente de la localización dentro del circuito de tuberías de línea, tampoco axialmente 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 para causar corrosión/erosión local de codos, tubos en T, y sus similares). En estas situaciones, el número de las TMLs requeridas para monitorear un circuito serán menores que las requeridas para monitorear circuitos sujetos a corrosión uniforme perfectas podrían ser monitoreados adecuadamente con una simple TML. En realidad, la corrosión nunca es verdaderamente uniforme, entonces se requiere de las TMLs. 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.
3.4.3.2 Más TMLs deberían ser seleccionados por sistemas de tuberías de línea 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, soportes muertos, puntos de inyección y sus similares. e. El potencial más alto para CUI.
3.4.3.3 Pocas TMLs pueden ser seleccionadas por los sistemas de tuberías de línea 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 de línea no corrosiva relativamente. c. Sistemas de tuberías de línea íntegros, largos.
3.4.3.4 Las TMLs pueden ser eliminadas por los sistemas de tuberías de línea con ninguna de las siguientes dos características :
a. Extremadamente el potencial bajo 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 de historia, y los sistemas no sujetos a cambios que pudieran causar corrosión.
4. Métodos de medida 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 para ser medidas, particularmente en sistemas aislados o donde la corrosión localizada o no uniforme es esperada. Donde sea práctico, los ultrasónicos pueden después ser usados para obtener el espesor real de las áreas para ser registrado. Siguiendo las lecturas ultrasónicas en el TMLs, 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, puede ser considerada como una alternativa. Cuando la corrosión en un sistema de tuberías de línea no es uniforme o el espesor remanente aprovecha el espesor mínimo requerido, la medida de espesor adicional puede ser requerida. La exploración ultrasónica o radiográfica son los métodos preferidos en ambos casos. Los dispositivos de corriente turbulenta 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 exactitud reducida de medidas ultrasónicas incluye lo siguiente:
a. La calibración impropia de instrumentos b. La incrustación o recubrimientos externos. c. La excesiva aspereza de la superficie d. La rocosidad excesiva de la excavación (sobre la superficie curvada). e. Los defectos del material del subsuelo, tal como las laminaciones. f. Los efectos de temperatura [en temperaturas encima de 150°F (66°C)] g. Los coladores detectores de defectos pequeños. h. Espesores de menos de 1/8 pulgadas (3.2 milímetros) para típicos calibres de espesor digital.
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 delgado sea repetido tan cercanamente como sea posible en la misma localización. Alternativamente, la mínima lectura o un promedio de varias lecturas en un punto de evaluación puede ser considerado. Cuando los sistemas de tuberías en línea están fuera de servicio, las medidas de espesor pueden ser tomadas 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 desde 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. Evaluación de presión de los sistemas de tuberías de línea.
Las evaluaciones de presión normalmente no son conducidas como parte de una inspección rutinaria. (ver 6.2.6 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 en línea fuera del agua y requerimientos de jurisdicciones locales, después de las alteraciones soldadas o cuando sea especificado por el inspector o el ingeniero en tuberías en línea. Cuando son conducidas, las evaluaciones de presión debería ser realizado de acuerdo con los requerimientos del ASME B31.3. Las consideraciones adicionales son proporcionadas en la 574 práctica recomendada del API y la 920 práctica recomendada del API. Las evaluaciones de presión baja, las cuales son usadas sólo para que el ajustamiento de los sistemas de tuberías en línea pueda ser conducido en 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 en línea o el proceso o al menos que el agua de evaluación llegara a contaminarse y su eliminación presentara problemas ambientales. En ambos casos, otro líquido no tóxico adaptable puede ser usado. Si el líquido es flamable, su punto de deflagración deberá ser al menos 120°F (49°C) o más grande, y la consideración deberá ser dada al efecto del ambiente de evaluación en el fluido de evaluación. Las tuberías en línea fabricadas o con componentes de acero inoxidable de 300 series deberían ser hidroevaluada con una solución hecha de agua potable (ver nota) o vapor condensado. Después de que la evaluación esté completa, la tubería de línea 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 conducida 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 y ozono.
Para el sujeto de tuberías de línea de acero inoxidable austenítico sensibilizado a ruptura de corrosión de esfuerzo politiónico, la consideración debería ser dada para usar una solución de agua alcalina para evaluación 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, las precauciones deberán ser tomadas para prevenir presión excesiva. Cuando una evaluación de presión es requerida, deberá ser conducido después de algún tratamiento térmico. Antes de aplicar una evaluación hidrostática para los sistemas de tuberías de línea, las consideraciones deberían ser dadas al diseño de estructura de soporte. Una evaluación de presión neumática puede ser usado cuando no es practicable para la evaluación hidrostáticamente debido a las limitaciones de proceso, de estructura o de temperatura. Sin embargo, los riesgos potenciales para el personal y propiedad de la evaluación neumática deberá ser considerado cuando se lleve a cabo tal evaluación. Como un mínimo, las precauciones de inspección contenido en ASME B31.3 deberá ser aplicado en alguna evaluación 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 en línea, la válvula o válvulas de escape de seguridad deberían ser removidas o punzadas por la duración de la evaluación. Como una alternativa, cada disco de válvula debe ser mantenido por una abrazadera de evaluación designada 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 evaluación 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 polea son usadas para aislar un sistema de tuberías de línea para una evaluación 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. Además de la complementación de la evaluación de presión, los dispositivos de alivio de presión de las propias configuraciones y otros accesorios removidos o hechos inoperables durante la evaluación de presión deberán ser reinstalados o reactivados.
6. Verificación y Delineabilidad del Material.
Durante las reparaciones o alteraciones de los sistemas de tuberías de línea de baja a alta aleación, el inspector deberá verificar la instalación de los materiales nuevos correctos. A la discreción del propietario-usuario o del inspector, esta verificación puede ser tanto por 100 porciento de chequeo o evaluación en ciertas situaciones críticas o examinando un porcentaje de los materiales. La evaluación puede ser llevada a cabo por el inspector o el examinador con el uso de métodos de fácil manejo adecuados, tales como la evaluación de puntos químicos, analizadores espectrográficos ópticos, o analizadores de rayos X fluorescentes. El chequeo puede incluir la verificación de reportes de evaluación de los materiales, marcas en los componentes de tuberías en línea y atornillantes (bolting), y dimensiones claves. Si un componente del sistema de tuberías en línea fallara por un material incorrecto que fue inadvertidamente substituido por el material de tuberías en línea apropiado, el inspector deberá considerar la necesidad para una verificación adicional de materiales de tuberías en línea existentes. La extensión de tal verificación dependerá en circunstancias tales como las consecuencias de la falla y la posibilidad de errores materiales adicionales.
7. Inspección de Válvulas
Normalmente, las medidas de grosor no son regularmente tomadas en válvulas en circuitos de tuberías en línea. El cuerpo de una válvula es normalmente más grueso que otros componentes de las tuberías en línea para las 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 para la ruptura de fatiga térmica. Si las válvulas de compuerta son conocidas por ser o son esperadas para ser expuestas a la corrosión/erosión, las lecturas de grosor deberían ser tomadas entre las bases, desde que esto es un área de alta turbulencia y alto esfuerzo. Las válvulas de control u otras de estrangulación, particularmente en servicios de goteo y
papilla (drop-and-slurry) de máxima presión, pueden ser susceptibles a la corrosión/erosión del cuerpo corriente 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 en línea y la brida complementaria de corriente abajo también debería ser inspeccionada por la pérdida de metal local. Cuando el cuerpo de la válvula y/o las evaluaciones de presión de clausura sean ejecutadas después del servicio, estos deberían ser conducidos de acuerdo con el standard del API 598.
8. Inspección de soldaduras en uso.
La inspección para la calidad de soldaduras de tuberías en línea es normalmente realizada como una parte de los requerimientos para nueva construcción, reparos, o alteraciones. Sin embargo, las soldaduras son frecuentemente inspeccionadas de la 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 debería ser examinado de la corrosión. En ocasiones, las examinaciones de perfil readiográfico pueden revelar que aparenta ser las imperfecciones en la soldadura. Si las imperfecciones parecidas a las grietas son detectadas mientras el sistema de tuberías de línea esta en operación, la inspección adicional con ultrasónicos 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 de las soldaduras originales o pueden ser de un mecanismo de ruptura ambiental. La ruptura ambiental deberá ser evaluada por el ingeniero de tuberías de línea. 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 de línea. 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 en línea. d. Análisis de adaptación al servicio de ingeniería.
Los temas a considerar cuando se evalúe la calidad de soldaduras existentes incluyen lo siguiente : a. Criterios de aceptación de inspección de fabricación original. b. Extensión, magnitud y orientación de imperfecciones. c. Extensión del tiempo en servicio. d. La operación en contra de las condiciones de diseño e. Presencia de esfuerzos de tuberías en línea secundarios (residuales y térmicos) f. Potencial de las cargas de fatiga (mecánica y térmica) g. Sistema de tuberías en línea primario o secundario. h. Potencial de impacto o cargas momentáneas.
i. Potencial de la ruptura ambiental j. Firmeza de las soldaduras. En muchos casos para las soldaduras en servicio, no es apropiado usar los criterios de aceptación de radiografía punteada o aleatoria de la calidad de la soldadura en ASME B 31.3. Estos criterios de aceptación son con la intención de aplicar a la nueva construcción de una muestra de soldaduras, no sólo las soldaduras examinadas, en orden a evaluar la probable calidad de todas las soldaduras (o soldadoras) en el sistema. Pueden existir algunas soldaduras que no reúnan estos criterios pero aún realizarán satisfactoriamente en servicio después de ser hidroevaluadas. Esto es especialmente verdadero en pequeñas conexiones de bifurcación que son normalmente no examinadas durante la nueva construcción.
9. Inspección de Juntas Bridadas
Las marcas en una muestra representativa de empaques y broches instalados recientemente debería ser examinada para determinar si reúnen la especificación del material. Las marcas son identificadas en los estándares ASTM y ASME aplicables. Los broches en cuestión deberían ser verificados o renovados. Los broches deberían extenderse completamente a través de sus tuercas. Algunas fallas del broche para hacer eso es considerado aceptablemente engranada 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 la ingeniería antes de la toma de acción correctiva. Los broches de casquete de la válvula o brida debería ser examinado visualmente por corrosión. Las juntas de casquete de válvula y bridadas debería ser examinadas por evidencia de filtración, tales como las manchas, depósitos o goteras. Fugas del proceso movidas a broches de casquetes o bridas pueden resultar en ruptura ambiental o corrosión. Esta examinación debería incluir estas bridas cubiertas con guardia de salpique y rocío o bridas. Las juntas bridadas que han sido grapadas y bombeada con sellantes deberían ser checadas de filtración en los tornillos. Los broches sujetos a tales filtraciones pueden corroer o romper (ruptura cáustica, por ejemplo). Si el rebombeado es contemplado, los broches afectados deberían ser renovados primero. Los broches en la instrumentación 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 4 FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION
4.1 Clases de servicio de tuberías en línea
Todos los sistemas de proceso de tuberías pueden ser categorizados en diferentes clases. Tal sistema de clasificación permite un esfuerzo de inspección extra para ser enfocado a los sistemas de tuberías en línea que pueden tener las mas altas consecuencias potenciales, si la falla o la pérdida del contenido se da. En general, el mayor número de sistemas clasificados requiere una mayor inspección extensa en intervalos cortos en orden para afirmar su integridad, y una operación segura continua. Las clasificaciones deben ser basadas en la seguridad potencial, y en los efectos ambientales puede ocurrir una fuga.
Propietarios- usuarios pueden mantener un proceso de tuberías de línea de fluidos manipulados grabados, incluyendo sus respectivas clasificaciones. API recomienda la practica 750 y NFPA 704 ya que da información que puede ser de gran ayuda para clasificar los sistemas de tubería de línea de acuerdo a los rasgos potenciales en el proceso de fluido que estas contienen. Las tres clases se encuentran abajo en 4.1.1 hasta 4.1.3 son recomendados.
4.1.1 Clase 1
Servicios con el mas alto potencial del 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 en línea incluye, pero no es necesario limitarlo, esto contiene lo siguiente:
a) Servicios flamable que puede auto refrigerarse y liberar a la fractura frágil. b) Servicios de presión que pueden evaporarse rápidamente durante la realización, creando vapores que puede colectar y formar una mezcla explosiva parecida a las corrientes C2 C3 y C4 c) Sulfuro de hidrogeno(mayor al 3% de peso) en una corriente gaseosa. d) Cloruro de hidrógeno anhídrido e) Acido flourhidrrico f) Tuberías en línea subacuáticas y las tuberías debajo de los trenes subterráneos( se refiere al departamento de transporte y las regulaciones de guarda costa para la inspección de tuberías en la clase 2.
4.1.2 clase 2
Los servicios no incluidos en otras clases están en la clase 2. Esta clasificación incluye la mayoría de un proceso único de tuberías en línea y desinstalación las tuberías. Ejemplos típicos de estos servicios incluyen estos siguientes contenedores.
a) Los hidrocarburos instalados que se evaporaran lentamente durante su realización b) Hidrogeno, gas combustible y gas natural. c) Instalación de los ácidos y cáusticos fuertes
3. Clase 3
Los servicios que son flamables, pero no hacen una evaporación significante cuando ellos se fugan y son localizados en una área de 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 a continuación.
a) Los hidrocarburos instalados que se evaporaran significantemente durante su realización b) Destilación de productos en línea y desde el almacenamiento y carga c) Desinstalación de ácidos y cáusticos
1. Inspección de intervalos
El intervalo entre las tuberías en línea pueden ser establecidas y mantenidos usando los siguientes criterios.
a) los rangos de corrosión y los cálculos de vida remanente b) clasificación de servicio de tuberías en línea. c) Requerimientos jurisdiccionales aplicables. d) Decisión del inspector, el ingeniero en tuberías en línea, el ingeniero supervisor de tuberías en línea, o un especialista en corrosión, basados en condiciones operadas, previo a la inspección histórica, los resultados inspeccionados, y las condiciones que pueden garantizar los inspecciones cubiertas suplementarias en 3.3.5
Los propietarios usuarios o el inspector puede establecer los intervalos de inspección para las medidas de espesor y una inspección visual externa, y, donde aplique, una inspección suplementaria interna.
Las medidas de espesor deben ser programada en cálculos de no mas de media de la vida remanente determinada por el rango de corrosión indicado en 5.1.1 o en el intervalo máximo sugerido en el cuadro 4, cualquiera es pequeño.
La tabla 1 contiene los intervalos de inspección máximos recomendados para las tres categorías de servicios de tuberías de línea descritas en el 4.1. y los intervalos recomendados para puntos de inyección y las interfaces S/A.
El intervalo de inspección deben ser revisados y ajustados como sean necesarios después dada inspección o un cambio significante en las condiciones operantes. Corrosión en general, corrosión localizada picadura, ruptura ambiental , y otras formas de deterioros deben ser considerados cuando se establece los intervalos de inspección.
2. Extensión de inspección de CUI y externas
Las inspecciones externas debe ser conducidas al intervalo máximo enlistado en cuadro 1 usando la agenda en el apéndice E.
La inspección de la corrosión potencial del aislamiento (CUI) debe ser conducido a todos los sistemas de tubería en línea susceptibles a la lista 3.2.3.1. Para los sistemas, la primera inspección CUI en la clase 1 y en la clase 2 deben incluir por lo menos el 50 porciento de todas las áreas en espera y el 50 porciento de todas las áreas de aislamiento dañadas. La examinación radiografica o aislamiento en la inspección visual y el removimiento es normalmente requerido. Otro método NDE que puede ser usado donde puedan ser aplicables.
Para los sistemas de clase 3, la examinación puede incluir por lo menos el 10 porciento de todas las áreas en espera y las áreas de aislamiento dañadas. Cuando el porcentaje de la inspección de las áreas ha localizado una suspensión, pueden ser examinadas y, donde serán garantizados hasta el 100 porciento debe ser revisado.
Los sistemas de tubería en línea que son conocidos por tener una vida remanente de mas 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 deben ser observadas periódicamente por el operador o personal capacitado. Si la deteriorizacion es notada, puede ser reportadas al inspector.
Los siguientes son ejemplos de estos sistemas a) Los sistemas de tuberías de línea aislados efectivamente previenen la entrada de humedad.
b) Los sistemas de tubería de línea criogenicos envueltos
c) Los sistemas de tubería de línea instalados en la caja fría el cual, la atmósfera es presionada con gas inerte.
d) Los sistemas de tubería en línea, en el cual la temperatura estando mantenida, es suficientemente baja o es suficientemente alta para prevenir la presencia de agua.
4.4 Extensión de inspección de medidas de espesor
Los requerimientos para satisfacer el intervalo de inspección, cada inspección de medidas de inspección puede obtener lecturas de espesor en un representativo ejemplo de TMLs en cada circuito(ver 3.4). 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 TMLs con la mas pronta renovación de fecha como el previo de una inspección. La medida mas TMLs por cada circuito, la mas apropiada, la siguiente fecha de inspección será proyectada.
Por otra parte la característica de una inspección de circuito puede obtenerse como muchas medidas a como sea necesario. La extensión de inspección para los puntos de inyección esta cubierto en 3.2.1
4.5 Extensión de orificios pequeños, tubería de línea auxiliares, e inspección de juntas roscadas
Las tuberías de línea de pequeños orificios (SBP) que es el proceso primario de la tubería en línea pueden ser inspeccionados de acuerdo con todos los requerimientos de este documento.
SBP que es un proceso secundario de la tubería en línea, tiene una requerimiento mínimo, dependiendo hasta donde se encuentra la clasificación. La clase 1, secundaria a (SBP) puede ser inspeccionada con los mismos requerimientos como proceso primario de las tuberías de línea. La inspección de la clase 2 y la clase 3 secundario SBP es opcional. SBP soportes muertos y los sistemas de la clases 2 y3 pueden ser inspeccionadas donde la corrosión ha sido experimentada.
Falta información
SECCION 5 – INSPECCIÓN DE RECAUDACION, ANALISIS Y EVALUACION DE DATOS
Determinación de la rango de Corrosión 5.1.1 Cálculos de vida remanente
la vida remanente los sistemas en tubería en línea pueden ser calculados por la siguiente formula:
Vida remanente (años) = t actual - t mínimo Rango de corrosión
Donde:
t actual = El mínimo grueso actual, en milímetros, determinados en el tiempo de inspección como se especifica en el 3.5
t minino = El mínimo de grosor requerido en milímetros, para sección o zona limitada.
El del rango de corrosión del periodo largo de los circuitos de las tuberías en línea pueden ser calculadas de la siguiente manera:
Rango de corrosión (L.T) = t inicial - t Ultimo
Tiempo(años) entre el ultimo y las primeras inspecciones
El rango de corrosión del periodo corto de los circuitos de las tuberías en línea pueden ser calculados de la siguiente manera.
Rango de corrosión (S.T.) = t Previos - t Ultimo Tiempo (años)entre el ultimo y las previas inspecciones
El rango de periodo corto y largo pueden ser comparados en la visión de resultados en el corto tiempo de vida remanente.( ver 4.2 para la determinación del intervalo de inspección).
5.1.2 Sistemas de Tuberías en línea recientemente instalados o Cambios de servicio.
Para los nuevos sistemas de tubería en línea y los sistemas de tubería en línea han sido cambiados, uno de los siguientes métodos deberá ser empleado para determinar el rango probable de corrosión del espesor de la pared remanente en el tiempo de la siguiente inspección pude ser estimada:
a) Un rango de corrosión para un circuito de tubería en línea puede ser calculado desde la recolección de datos hecha por el propietario- usuario en los sistemas de tubería en línea de materiales similares in servicio comparable. b) Si los datos para el mismo o similar servicio puede no esta disponible, un rango de corrosión para el circuito de tubería en línea puede ser estimado por la experiencia del propietario usuario o desde los datos publicados en los sistemas de tubería en línea en servicio comparable. c) Si el rango de corrosión probable no puede ser determinado por ningún método enlistado en el articulo A o en el articulo B, las determinaciones de medida en el grosor inicial pueden ser hechas hasta para dos meses de servicio por la no destrucción del uso de el de las medidas del grosor del sistema de tubería en línea. Los dispositivos de monitoreo de corrosión, tales como los cupones de corrosión y probetas de corrosión pude ser útiles para establecer el tiempo en esas medidas de espesor. Las medidas subsecuentes pudren ser hechas después de los intervalos apropiados hasta que el rango de corrosión se establezca.
5.1.3 Sistemas de Tuberías en línea existentes
Los rangos de corrosión pueden ser calculados en bases de periodos cortos en periodos largos. Para los cálculos de periodo corto, las lecturas de dos de las mas recientes inspecciones pueden ser usadas. Para el calculo de un periodo corto, el espesor de la pared de las inspecciones mas recientes e iniciales pueden ser usadas. En la mayoría de los casos, el mas alto de los dos rangos pueden ser usados para estimar el tiempo de vida remanente y colocar el siguiente intervalo de inspección
Si los cálculos indican que los rangos inapropiados de corrosión tan sido asumidos, el rango es usado para el siguiente periodo que podría ser ajustado de acuerdo con el actual rango encontrado.
5.2 Determinación de presión de funcionamiento máximo permitido
La presión máxima permisible (MAWP) para el usa continuo de sistemas de tubería en línea puede ser establecida por el código de uso. La computación puede ser hecha 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 específicos b) Calidad del material y el trabajo en equipo c) Requerimientos para una inspección d) Reforzamiento de apertura e) Requisitos de servicio clínico
Para los materiales desconocidos, la computación puede ser hecha asumiendo el grado de material mas bajo y juntando la eficiencia en el código aplicable. Cuando la presión máxima permisible es sobrecalculada, el grosor de la pared usado en esas cunetas pueden ser el actual grosor como el determinado por al inspección, menos la perdida estimada de corrosión antes de la fecha de inspección ( ver el punto 4.2). La accesibilidad puede ser hecha por otras cargas de acuerdo con el código aplicable. El código aplicable accede a las variaciones de presión y temperatura de la presión máxima permitida son permitidas para proveer a todos los criterios de código asociados que son satisfechos.
La tabla 2 contiene dos ejemplos del calculo de presión máxima permitida, ilustrando el uso del concepto de media vida de corrosión
5.3 Determinación de grosor mínima requerida
El minoro requerido para el grosor de pared para las tuberías en línea, o el retiro del grosor, pude ser basado en las consideraciones mecanices de presión, y estructurales usando el adecuado formulario diseñado y el esfuerzo accesible del código. Considerando a los dos en general y la corrosión localizada pueden ser incluidas. Para los servicios con alto potencial de consecuencias, si la falla fuera a ocurrir, el ingeniero en tuberías en línea debe considerar el incremento del grosor mínimo requerido debajo del calculo mínimo del grosor por proveer una desanticipada o desconocida cargas, la perdida de metales no descubiertos, o la resistencia de abuso normal.
5.4 Evaluación de Areas Reducidas localmente
Las área reducidas localmente pueden ser evaluadas por el ingeniero de tuberías en línea, usando uno de los siguientes métodos.
a) De acuerdo con la reciente edición de ASME B31G b) El análisis del esfuerzo numérico detallado( tal como el análisis elemental) de un área para determinar el adecuado servicio continuo. Los resultados de los análisis pueden ser evaluados. Como descritos en el ASME, el código vessel de presión, sección VIII, división 2, apéndice 4, articulo 4-1. El esfuerzo básico permitido desde el código aplicable puede ser usado en el lugar S2 en la división 2, pero no este caso que permite que el esfuerzo permisible sea usado en esta evaluación sea tan amplia que dos terceras partes del mínimo de la fuerza de producción especifica de la temperatura. Las temperaturas diseñadas en el rango de deslizamiento del material. Las consideraciones adicionales mas allá del alcance la división 2 son necesarios, como los efectos de deslizamientos en la interacción de agotamiento.
c) Un calculo independiente usando el factor de la soldadura juntas cuando la soldadura longitudinal tiene un factor junto menor a 1.0 es corrido como las remotas superficies de la soldadura. Esta calculo debe ser hecha para determinar si el grosor de la soldadura, o de la soldadura, gobierna la presión en función permitida. Para el propósito de calcular, la superficie en la soldadura incluye una pulgada de metal de origen al otro lado de la soldadura o de la medida mínima del grosor en le otro lado de la soldadura, cualquiera que sea es mas grande. Alternamente, el factor del a soldadura junta puede ser aumentada por la examinación de acuerdo con los principios de ASME B313.
d) Las áreas corroídas de las tapas de las tuberías en línea pueden ser evaluadas de acuerdo con el párrafo 3.7.
5.5 Análisis de presión de Tuberías en línea
las tuberías en línea deben ser soportadas y guiadas: (a) por su peso llevarlas a un lugar seguro, (b) tienen una flexibilidad suficiente para expansión o contracción normal y (c) y no vibra excesivamente. La flexibilidad de las tuberías en línea concierne al incremento de su largo diámetro de las tubería en línea y al gran diferencia entre las condiciones del ambiente y la temperatura operante.
El análisis de presión de tuberías en línea evoluciona al sistema flexible y soporta adecuadamente que normalmente no se puede llevar a cabo como parte de la inspección de tuberías en línea. Como quiera, muchos sistemas de tubería en línea fueron analizados como parte de sus diseños originales o como parte de revalorazion o modificación, y los resultados de estos análisis pueden ser útiles in el desarrollo de planes de inspección. Cuando un inesperado movimiento de sistemas tuberías en línea es observado tal como ocurre en la inspección visual externa (ver 3.3.3), el inspector debe discutir las observaciones con los otros ingenieros de tubería en línea y evaluar la necesidad de conducir el análisis de presión de tuberías en línea.
El análisis de presión de tubería en linera puede identificar los componentes de mayor
presión en el sistema de tubería en línea y predecir el movimiento termal del sistema cuando éste es el lugar de operación. Esta información puede ser usada para concentrar las inspecciones en las locaciones mas propensas a una agotamiento dañino de la expansión térmica, ciclos y/o deslizamientos dañinos en las tuberías en línea de gran temperatura. Comparando los movimientos térmicos con los movimientos observados pueden ayudar a identificar la ocurrencia de lo inesperado de las condiciones operantes y la deterioro de guías y soportes. La consulta con el ingeniero de tuberías en línea puede ser necesario para explicar las desviaciones observadas de las predicciones de los análisis, particularmente para los sistemas complejos envolviendo los múltiples soportes y guías entre los puntos finales.
El análisis de presión de tuberías en línea pueden ser empleadas para auxiliar a resolver los problemas de vibración en las tuberías de línea observadas. Las frecuencias naturales en el cual, el sistema de tubería en línea vibrará pudiendo ser predicada por el análisis. Los efectos la guía adicional 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 a la vibración de control no restringen duramente la expansión térmica.
5.6 Reportes y récords para la inspección del sistema de Tuberías en línea.
Cualquier incremento significante en el rango de corrosión pude ser reportado al propietario- usuario para la acción apropiada.
El propietario- usuario puede mantener el apropiado mantenimiento y los récords progresivos de cada uno de los sistemas de tubería en línea cubiertos por API 570.estos récords pueden contener las fechas pertinentes como el servicio a sistemas de tubería en línea; la clasificación; identificación de números, intervalos de inspección, reparación(temporalmente y permanentemente), alteraciones, o revalorizaciones. La información diseñada y los planos de las tuberías en línea pueden ser incluidos. La información o conservación de las actividades afectan a la integridad del sistema de tuberías en línea también pueden ir incluidas. Los datos y resultados de las inspecciones externas requeridas pueden ser Grabadas. (Ver APT recomendado para la práctica 574 para la guía de los récords de inspección de tubería en línea.).
El uso de un sistema basado en la computadora almacenare, 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. Os programas de computo son particularmente útiles para los siguientes casos:
a) Almacenamiento actual de lecturas de grosor. b) Cálculos de rangos de corto y largo periodo, los datos retirados, MAWP, y los intervalos
reinspeccionados en el punto de evaluación por la base de punto de evaluación. c) Las áreas sobresalientes del mas alto rango de corrosión, circuitos atrasados para la inspección, circuitos cerrados para el retiro de grosor, y otra información.
Los algoritmos para los análisis de fecha de circuitos enteros también pueden ser incluidos en el programa. Cuidar puede ser tomado como asegurado que el tratamiento satisfactorio de fechas de circuitos en las predicciones que apropiadamente se reflejan en la actual condición del circuito de la tubería en línea.
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Tabla 2 dos ejemplos de cálculos de presión máxima permitida (MAWP), ilustrando el uso del concepto de media vida de corrosión.
Ejemplo 1:
|Diseño de temperatura/ presión |500 psig- 400 F (204 C) | |Descripción de tuberías en línea |NPS 16, peso estándar, A 106-B | |Diámetro externo de tubería en línea, D |16 pulgadas (406 Milímetros) | |Fuerzas permitidas |20 000 psi | |Eficiencia de la soldadura longitudinal |1.0 | |Grosor determinado por la inspección |0.32 pulgadas (8.13 milímetros) | |Rango de corrosión observado |0.01 pulgadas/ años (0.254 milímetros/ años) | |Siguiente inspección |5 años | |Perdida estimada de corrosión por los datos de la siguiente |= 5 x 0.01 = 0.05 pulgadas (1.27 milímetros) | |inspección | | |MAWP |= 2Set/D | | |= 2 x 20,000 x 1.0 x (0.32 – (2 x 0.05) / 16 | | |= 550 psig | |Conclusión | OK |
EJEMPLO 2
|La siguiente inspección planeada |7 años | |Perdida estimada de corrosión por el dato de la siguiente | | |inspección |7 x 0.01 = 0.07 pulgadas (1.78 milímetros) | |MAWP |= 2Set/ D | | |= 2 X 20 000 X 1.0 X (0.32 – (2 X 0.7) / 16 | | |= 450 psig | |Conclusión | El intervalo de inspección debe reducir o determinar que la | | |presión de operación normal no excederá este nuevo MAWP durante 7 | | |años, renovar la tubería en línea antes de 7 años. |
6.1 Reparaciones y Alteraciones
Los principios del ASME B31.3 o el código al cual el sistema de tuberías en línea fue construido deberá ser seguido.
6.1.1 Autorización
Toda trabajo de alteración y reparación debe ser hecho por una organización de reparación como se define en el apéndice A y debe ser autorizado por el primer inspector para su comienzo. La autorización para el trabajo de alteración para un sistema de tuberías en línea no puede ser dado sin una primera consulta con, y aprobada por, el ingeniero en tuberías en línea. El inspector designará alguna inspección manejando puntos requeridos durante la secuencia de la alteración o reparo. El inspector puede dar principal autorización general para reparaciones y procedimientos de rutina o limitados, proveído el inspector es satisfecho con la competencia de la organización de reparación.
6.1.2 Aprobación
Todos los métodos propuestos de diseño, ejecución, materiales, procedimientos de soldadura, examinación, y evaluación deben ser aprobados por el inspector o por el ingeniero en tuberías en línea, como es propio. La aprobación del propietario-usuario de una soldadura en funcionamiento es requerida. Las reparaciones de soldadura de rupturas que ocurren en servicio no deberían ser intencionadas sin primero una consulta con el ingeniero de tuberías en línea en orden para identificar y
corregir la causa de la ruptura. Los ejemplos son las rupturas esperadas de ser causadas por vibraciones, ciclos térmicos, problemas de expansión térmica, y ruptura 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.
6.1.3 Reparaciones de soldaduras (incluyendo en funcionamiento)
6.1.3.1 Reparaciones temporales
Para reparaciones temporales, incluyendo en funcionamiento, un casquillo de hendedura soldada de envolvimiento completo o cercamiento tipo caja diseñado por el ingeniero en tuberías en línea pueden ser aplicados sobre el área dañada o corroída. Las rupturas longitudinales no deberán ser reparadas de esta manera a menos que el ingeniero de tuberías en línea haya determinado que las rupturas no serían esperadas para propagarse desde debajo del casquillo. En algunos casos, el ingeniero de tuberías en línea, 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 kilopascales), una reparación temporal puede ser hecha por soldadura en ángulo y acoplamiento de hendedura designado apropiadamente o parche de lámina sobre el área picada. (Ver 6.2.3 para las consideraciones del diseño y el apéndice D para un ejemplo.) El material de la reparación deberá adaptar el metal base al menos aprobado por el ingeniero de tuberías en línea. Para filtraciones menores, los cercamientos diseñados apropiadamente pueden ser soldados sobre la filtración mientras el sistema de tuberías en línea esta en servicio, proveído el inspector queda satisfecho que los restantes de grosor adecuado en los alrededores de la soldadura y los componentes de las tuberías en línea puedan resistir la soldadura sin la posibilidad de un daño de material adicional, tal como desde 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 en línea.
6.1.3.2 Reparaciones permanentes.
Las reparaciones de los defectos encontrados en los componentes de tuberías en línea pueden ser hechos preparando una muesca de la soldadura que completamente remueve el defecto y luego llenando la muesca con el metal de soldar depositado de con el 6.2 Las áreas corroídas puede ser restauradas con metal de soldar depositado de acuerdo con el 6.2. 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 en línea del servicio, el área defectuosa puede ser removida cortando una sección cilíndrica y remplazándola con un componente de las tuberías en línea 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 en línea 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].
6.1.4 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 en línea 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 en línea. El inspector y/o ingeniero de tuberías en línea deberán ser incluidos para determinar los procedimientos y métodos de reparación. Los procedimientos que incluyen fluidos sellantes de fugas (“bombeo”) para las tuberías en línea de proceso deberían ser revisados para ser aceptados por el inspector o el ingeniero de tuberías en línea. 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.
6.2 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 en línea. Alguna soldadura conducida en los componentes de tuberías en línea en operación debe ser de acuerdo con la publicación del API 2201. El inspector deberá usar como mínimo la “lista de comprobación de hot tap (extracción) sugerida) que se encuentra en la publicación del API 2201 para hot tapping (extracción} realizable de componentes de tuberías en línea.
6.2.1 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 elaborado para los sistemas de tuberías en línea. 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 comienzo de la soldadura.
6.2.2 Tratamiento de calentamiento de post-soldaduras(postwelding) y pre-calentamiento (preheating)
6.2.2.1 Pre-calentamiento (preheating)
La temperatura de precalentamiento usada en la hechura de reparaciones de soldadura deberán 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 en línea. 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 en línea inicialmente tratados de calentamiento de postsoldadura como un requerimiento del código (Ver nota). Esto se aplica a las tuberías en línea construidas de los 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 en línea 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 rango refrescante.
Nota : El precalentamiento no puede ser considerado como una alternativa a la prevención de ruptura ambiental.
Los sistemas de tuberías en línea 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 en línea 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 considerado incluir soldaduras de sello, instalación de metal de soldadura en áreas delgadas, y clips de soporte de soldadura.
6.2.2.2 Tratamiento de calentamiento de postsoldadura
PWHT de las reparaciones del sistema de tuberías en línea o alteraciones deberían ser hechos usando los requerimientos aplicables del ASME B31.3 o el código elaborado para las tuberías en línea. Ver 6.2.2.1 para una procedimiento de precalentamiento alternativo para algunos requerimientos de PWHT. Las excepciones para reparaciones temporales deben ser aprobadas por el ingeniero de las tuberías en línea. 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 revisada, y un procedimiento es desarrollado por el ingeniero de las tuberías en línea. b. En la evaluación de la adaptabilidad de un procedimiento, la consideración deberá ser dada a factores aplicables, tal como el grosor 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 en línea 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.
6.2.3 Diseño
Las juntas al tope deberán ser soldaduras de muescas de penetración completa. Los componentes de tuberías en línea 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 en línea. Las nuevas conexiones pueden ser instalados en los sistemas de tuberías en línea proporcionado el diseño, la localización y el método de unión 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 en línea. Un parche puede ser aplicado a las superficies externas de las tuberías en línea, proporcionado esto de acuerdo con 6.1.3 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 en línea 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 D).
6.2.4 Materiales
Los materiales usados en la elaboración de reparaciones y alteraciones deberán ser de calidad soldable conocida, deberá conformar a el código aplicable, y deberá ser
compatible con el material original. Para requerimientos de verificación del material, ver 3.7.
6.2.5 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.
6.2.6 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 en línea. 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 en línea a un sistema existente, todos los requerimientos siguientes deberán ser cubiertos :
1. El sistema de tuberías en línea de reemplazo o nueva es evaluada de la presión. 2. La soldadura de cierre de la curva del nivel es una soldadura al tope de penetración completa entre una brida del cuello de la soldadura y un componente de la tubería en línea estándar o secciones de fuerza del tubo de igual diámetro y grosor. Por casos de diseño arriba de la clase 150 y 500°F (260°C), en bridas en deslizamiento son alternativas aceptables. 3. Alguna soldadura al tope del cierre de la curva del nivel final deberá ser de calidad radiaografíca 100 por ciento; la detección de defectos ultrasónicos de viga angular podría ser usado, proporcionado el criterio de aceptación apropiado que haya sido establecido. 4. MT o PT deberá ser ejecutado en el paso del fondo y la soldadura completa. Las soldaduras en ángulo deben tener PT.
6.3 Revaloración
Revalorar los sistemas de tuberías en línea 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 en línea o el inspector. b. Todas las revaloraciones deberán ser establecidas de acuerdo con los requerimientos
del código hecho especialmente para el sistema de tuberías en línea 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 en línea revalorados deberán ser probados de fuga de acuerdo con el código hecho para los sistemas de tuberías en línea 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 en línea 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 en línea es aceptable al inspector o el ingeniero de tuberías en línea. g. Todos los componentes de las tuberías en línea 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 en línea es adecuada para diseñar cambios de temperatura. i. Los registros de ingeniería apropiados son actualizados. j. Un decrecimiento en la temperatura operante mínima es justificado por los resultados de prueba de impacto, si se requiere por el código aplicable.
1 API guía para la inspección del equipo de refinería, Capítulo II, “condiciones causantes de deterioro o fallas”, está bajo revisión y será retitulada como API 571 prácticas recomendadas 2 Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos, 345 Este Calle 47, Nueva York, Nueva York 10017 3 Sociedad Americana para prueba de materiales, Calle Race 1916, Philadelphia, Pennsylvania 19103-1187 4 Asociación Nacional de Ingenieros en Corrosión. Apartado Postal 218340, Houston, Texas 77218. 5 Asociación de Protección de Incendio Nacional, 1 Batterymarch Park, Apartado postal 9101, Quincy Massachusetts, 02269-9101
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SECCION 2 – ORGANIZACIÓN DE INSPECCION DEL PROPIETARIO-USUARIO.
SECCION 3 – PRACTICAS DE EVUALUACION E INSPECCIÓN
[pic]
API 570 3-7
API 570 3-10
4-1
SECCION 6 – REPARACIONES, ALTERACIONESY REVALORACION (RERATING) DE SISTEMA DE TUBERIAS EN LINEA.
6-1
API 570 6-2
API 570 6-3
API 570 6-4
API 570 6-5
API 570 6-6
5-1
