Cdigo de inspeccin de tuberas Inspeccin, reparacin, alteracin y reacondicionamiento de sistemas de tuberas en servicio. API 570 Primera edicin, Junio 1993. Estndar Nacional Americano. ANSI/API API 570-1993 Aprobado: 18 de junio de 1993.

Cdigo de inspeccin de tuberas de lnea. Inspeccin, reparacin, alteracin y revaloracin de los sistemas en servicio de tuberas de lnea. Departamento de manufactura, distribucin y comercio. API 570 Primera edicin, Junio 1993.

NOTAS ESPECIALES 1. LAS PUBLICACIONES DE API (INSTITUTO AMERICANO DEL PETRLEO)

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 INFORMACIN 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 PUBLICACIN DEL API ES PARA QUE SEA

ENTENDIDO FORMALMENTE CORRECTO, COMO IMPLICACIN O DE OTRA MANERA, PARA LA MANUFACTURA, VENTA, O USO DE ALGN MTODO, APARATO O PRODUCTO CUBIERTO POR PATENTE DE CARTAS. TAMPOCO ALGO CONTENIDO EN LA PUBLICACIN DEBE ENTENDERSE COMO ASEGURAR AL ALGUIEN EN CONTRA DE LA OBLIGACIN PARA EL INFRINGIMIENTO DE PATENTE DE CARTAS.

5. GENERALMENTE, LOS ESTNDARES DEL API SON CHECADOS Y REVISADOS,

REAFIRMADOS, O RETRACTADOS AL MENOS CADA CINCO AOS. ALGUNAS VECES A UNA EXTENSIN DE TIEMPO DE MS DE DOS AOS SER AGREGADO A ESTE CICLO DE REVISIN. LA PUBLICACIN NO SER MAS LARGA, EN EFECTO, CINCO AOS DESPUS DE SU FECHA DE PUBLICACIN COMO UN ESTNDAR OPERATIVO DEL API O DONDE UNA EXTENSIN HA SIDO FORMAL, SOBRE REPUBLICACIN. EL NIVEL DE LA PUBLICACIN PUEDE SER CONFIRMADA POR EL DEPARTAMENTO DE AUTORIZACIN DEL API (TELFONO (202) 682-8000). EL CATLOGO DE MATERIALES Y PUBLICACIONES API ES PUBLICADO ANUALMENTE Y RENOVADO TRIMESTRALMENTE POR EL API, CALLE L 1220, N. W., WASHINGTON, D.C. 20005.

PREFACIO El Cdigo de Inspeccin de Tuberas de lnea es un resultado de la necesidad para un cdigo de inspeccin aplicable a sistemas de tuberas en lnea construidos de acuerdo con ASME B31.3, Plantas qumicas y tuberas de lnea de refinacin del petrleo, y otras secciones de cdigos de tuberas de lnea. Esta publicacin complementa al API 570, Cdigo de inspeccin de contenedores de presin, y el estndar del API 633, inspeccin de tanques, reparacin, alternacin, y reconstruccin, por medio de ajustes fuera de prcticas para los sistemas de tuberas de lnea asociadas con los contenedores de presin y tanques de almacenamiento atmosfrico. El propsito del cdigo de inspeccin de tuberas en lnea es establecer los requerimientos y reglamentos que permitirn a los propietarios y usuarios de los sistemas de tuberas en lnea para mantener la seguridad e integridad de los sistemas despus de que ellos hayan sido colocados en servicio. La intencin del Instituto Americano del Petrleo es revisar peridicamente esta publicacin. Todos los propietarios y operadores de los sistemas de tuberas de lnea son invitados a reportar sus experiencias de inspeccin y reparacin de sistemas de tuberas de lnea cualquier vez que tales experiencias sugieran una necesidad de revisin o expansin de las prcticas 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 informacin contenida en ellas; sin embargo, el Instituto no hace representaciones o garantas en conexin con esta publicacin por lo tanto claramente niega alguna obligacin o responsabilidad por la prdida o daos resultantes de su uso o por la violacin de reglas federales, estatales o municipales con las cuales esta publicacin pueda tener conflictos. Las revisiones sugeridas, reportes, comentarios y requisitos para interpretaciones son invitados y deben ser dirigidos al director, Manufactura, Departamento de distribucin y comercio, Instituto Americano del petrleo, calle L 1220, N. W., Washington, D.C. 20005. Vea el apndice C para ms informacin considerando las dudas acerca del API 570.

INFORMACION IMPORTANTE CON RESPECTO AL USO DE ASBESTO O MATERIALES ALTERNATIVOS. El asbesto es especfico o referente a ciertos componentes del equipo descrito en algunos estndares del API. Este ha sido de gran utilidad para minimizar incendios asociados con el proceso del petrleo. Tambin ha sido un material sellador universal, compatible con muchos servicios de refinacin de fluidos. Ciertos serios efectos de salud adversos son asociados con asbesto, entre ellos el serio y frecuentemente fatal cncer pulmonar, asbestosis, y mesothelioma (un cncer del tejido del pecho y abdomen. Este grado de exposicin al asbesto vara con el producto y las prcticas laborales incluidas. Consulte a la mas reciente edicin de la Seguridad Profesional y la Administracin de Salud (OSHA). Departamento laboral de EEUU, Seguridad Profesional y Estndar de salud para Asbesto, Tremolite, Anthophylite, y Actinolite, 29 Cdigo de Reglas Federales Seccin 1910.001; La agencia de proteccin del medio ambiente de EEUU, el Estndar de Emisin Nacional para Asbesto, 40 Cdigo de Reglas Federales Seccin 61.140 hasta 61.156; y la regla propuesta por la Agencia de Proteccin del Medio Ambiente de EEUU (EPA) proporcionando requisitos de etiqueta y prohibicin clasificada de productos de asbesto, publicada en el 51 Registro Federal 3738-3759 (29 de enero de 1986; la ms reciente edicin debe ser consultada). Actualmente hay en uso y bajo desarrollo un nmero 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 aplicaran.

CONTENIDO

Pgina SECCION 1 - GENERALIDADES

1.1. Alcance .......................................................................................................... 1-1 1.1.1. Aplicacin General ............................................................................. 1-1 1.1.2. Aplicaciones Especficas .................................................................... 1-1

1.2. Glosario ......................................................................................................... 1-2 1.3. Publicaciones referentes ................................................................................ 1-2 1.4. Responsabilidades ......................................................................................... 1-3

1.4.1. Propietario-usuario ............................................................................. 1-3 1.4.2. Ingeniero en tuberas en lnea ............................................................. 1-3 1.4.3. Organizacin de Reparacin ............................................................... 1-3 1.4.4. Inspector .............................................................................................. 1-3 1.4.5. Otro personal ....................................................................................... 1-3

SECCION 2 ORGANIZACIN DE INSPECCION DE

PROPIETARIO-USUARIO 2.1 Generalidades .................................................................................................. 2-1 2.2 Nivel del inspector de Tuberas en lnea autorizado ....................................... 2-2

SECCION 3 PRACTICAS DE INSPECCION Y EVALUACION 3.1 Preparacin ..................................................................................................... 3-1 3.2 Inspeccin para Tipos de Corrosin y Rupturas ............................................. 3-1

3.2.1 Puntos de inyeccin ............................................................................... 3-1 3.2.2 Soportes muertos .................................................................................... 3-1 3.2.3 Corrosin bajo proteccin ...................................................................... 3-2

3.2.4 Interfase suelo-aire ................................................................................. 3-3 3.2.5 Corrosin localizada y de uso especfico ............................................... 3-3

3.2.6 Erosin y Corrosin/Erosin .................................................................. 3-4 3.2.7 Ruptura ambiental ................................................................................... 3-4

3.2.8 Corrosin debajo de los revestimientos y Depsitos ............................... 3-4 3.2.9 Ruptura de fatiga ...................................................................................... 3-5

3.2.10 Ruptura de flujo ...................................................................................... 3-5 3.2.11 Fractura Frgil ....................................................................................... 3-5

3.2.12 Daos por congelacin .......................................................................... 3-5 3.3 Tipos de inspeccin y vigilancia ..................................................................... 3-5

3.3.1 Inspeccin visual interna. ........................................................................ 3-5 3.3.2 Inspeccin de medidas de espesor .......................................................... 3-6 3.3.3 Inspeccin visual externa ....................................................................... 3-6

3.3.4 Vigilancia del movimiento lineal y vibracin de tuberas en lnea ......... 3-6 3.3.5 Inspeccin 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 Seleccin de TML ...................................................................................... 3-7 3.5 Mtodos de medida de profundidad .................................................................. 3-7 3.6 Evaluacin de presin de los sistemas de tuberas en lnea. ............................. 3-8 3.7 Verificacin y Delineabilidad del Material. ..................................................... 3-9 3.8 Inspeccin de Vlvulas .................................................................................... 3-9 3.9 Inspeccin de soldaduras en servicio ............................................................... 3-9 3.10 Inspeccin de Juntas Bridadas. ...................................................................... 3-10 SECCION 4 FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION 4.1 Clases de Servicio de Tuberas en lnea. .......................................................... 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 Inspeccin .................................................................................. 4-2 4.3 Extensin de Inspeccin de CUI y externas. ................................................... 4-2 4.4 Extensin de Inspeccin de medidas de espesor ............................................. 4-3 4.5 Extensin de orificios pequeos, Tuberas en lnea auxiliares, e Inspeccin de Juntas roscadas ............................................................................................ 4-3 4.5.1 Inspeccin de Tuberas con pequeos orificios ...................................... 4-3 4.5.2 Inspeccin de tuberas en lnea auxiliares .............................................. 4-3 4.5.3 Inspeccin de Juntas roscadas (Threaded-conexions) ........................... 4-3 SECCION 5 INSPECCIN DE RECAUDACION, ANALISIS Y EVALUACION DE DATOS 5.1 Determinacin de la rango (rate) de Corrosin ............................................... 5-1 5.1.1 Clculos de vida remanente .................................................................... 5-1 5.1.2 Sistemas de Tuberas en lnea recientemente instalados o Cambios de servicio. ............................................................................... 5-1 5.1.3 Sistemas de Tuberas en lnea existentes ................................................ 5-2

5.2 Determinacin de presin de funcionamiento mximo permitido ................. 5-2 5.3 Determinacin de grosor mnima requerida ................................................... 5-2 5.4 Evaluacin de Areas Reducidas localmente. .................................................. 5-2 5.5 Anlisis de esfuerzo de Tuberas en lnea ....................................................... 5-3 5.6 Reportes y rcords para la inspeccin del sistema de Tuberas en lnea. ....... 5-4

SECCION 6 REPARACIONES, ALTERACIONESY REVALORACION (RERATING) DE SISTEMA DE TUBERIAS EN LINEA. 6.1 Reparaciones y Alteraciones ............................................................................ 6-1

6.1.1 Autorizacin ............................................................................................ 6-1 6.1.2 Aprobacin .............................................................................................. 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 derivacin 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 Diseo ...................................................................................................... 6-2

6.2.4 Materiales ................................................................................................ 6-3 6.2.5 Evaluacin no destructiva ....................................................................... 6-3 6.2.6 Evaluacin de Presin .............................................................................. 6-3 6.3 Revaloracin (rerating) ..................................................................................... 6-3 SECCION 7 INSPECCION DE TUBERIAS EN LINEA ENTERRADAS. 7.1 Tipos y mtodos de inspeccin. ........................................................................ 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 tuberas en lnea 7.1.4 Resistencia del suelo ................................................................................ 7-1 7.1.5 Monitoreo de Proteccin catdica ........................................................... 7-2 7.1.6 Mtodos de Inspeccin ............................................................................ 7-2 7.2 Frecuencia y Extensin de la Inspeccin .......................................................... 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 tuberas en lnea ................ 7-3 7.2.4 Corrosividad del suelo ............................................................................. 7-3 7.2.5 Proteccin catdica. ................................................................................ 7-3 7.2.6 Intervalos de Inspeccin externa e interna ............................................. 7-3 7.2.7 Intervalos de examen de fugas. ................................................................ 7-4 7.3 Reparaciones para sistemas de Tuberas en lnea 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 APNDICE A GLOSARIO ...................................................................................... A-1 APNDICE B CERTIFICACION DE INSPECTOR (ESTE APNDICE ESTA RESERVADO PARA EL MATERIAL FUTURO QUE SEA AADIDO A ESTE ESTNDAR) ..................................................................... B-1 APNDICE C ENCUESTAS TCNICAS ............................................................... C-1 APNDICE D EJEMPLO DE REPARACIONES .................................................. D-1 APNDICE E LISTA DE COMPROBACION DE INSPECCIN EXTERNA PARA PROCESAR TUBERIAS EN LINEA .................................. E-1 Figuras Figura 1 Circuito de tuberas en lnea de punto de inyeccin tpico. ................... 3-2 Figura D-1 Revestimiento aislante de reparacin del envolvimiento(encirclement) D-1 Figura D-2 Parches de Reparacin pequeos ....................................................... D-2 Tablas Cuadro 1 intervalos de Inspeccin mxima recomendadas. ................................. 4-4 Cuadro 2 Dos ejemplos del clculo de la presin funcional mxima permitida (MAWP) ilustrando el uso del concepto de media vida de corrosin. .............................................................................................. 5-5 Cuadro 3- Frecuencia de Inspeccin para Tuberas en lnea enterradas sin Proteccin catdica efectiva .................................................................. 7-4

Cdigo de Inspeccin de Tuberas Inspeccin, reparacin, reacondicionamiento y revaloracin de sistemas de tuberas de lnea en servicio. 1.1 Alcance 1.1.1 APLICACIN GENERAL 1.1.1.1 Cubrimiento API 570 se encarga de los procedimientos de revaloracin, alteracin, reparacin, e inspeccin para los sistemas de tuberas de lnea metlicos que han estado en servicio. 1.1.1.2 Propsito API 570 fue desarrollado para la refinacin del petrleo y las industrias de procesos qumicos para que pueda ser usado positivamente para algn sistema de tuberas de lnea. Est propuesto para el uso por organizaciones que mantienen o tienen acceso a una agencia de inspeccin autorizada, una organizacin de reparaciones e inspectores, ingenieros y examinadores tcnicamente calificados, adems de lo definido en el apndice A. 1.1.1.3 Limitaciones API 570 no debe ser usado como un sustituto de los requerimientos de construccin originales gobernantes en un sistema de tuberas de lnea antes de que sea colocado en servicio; tampoco debe ser usado en conflicto con algunos requerimientos regulatorios prevalentes. 1.1.2 APLICACIONES ESPECIFICAS 1.1.2.1 Servicios de fluidos incluidos A excepcin de cmo se provee en 1.1.2.2, API 570 aplica a los sistemas de tuberas en lnea al proceso de fluidos, hidrocarburos y similares servicios de fluidos txicos o flamables, tales como los siguientes: a. Productos de petrleo terminado, intermedio y crudo. b. Productos de qumicos terminados, intermedio y crudo c. Lneas catalsticas d. Hidrgeno, 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. Qumicos peligrosos encima de los limites de entradas definidos por las reglas jurisdiccionales. 1.1.2.2 Sistemas de Tuberas de lnea opcionales y excluidas. Los servicios de fluido y clases de sistemas de tuberas en lnea listadas a continuacin son excluidas de los requerimientos especficos del API 570 pero podran ser incluidas a opcin 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 lmites de entrada, como los definidos por reglas

jurisdiccionales. 2. Agua (incluyendo los sistemas de proteccin de fuego), vapor, condensacin de vapor,

alimentador de agua para caldera(boiler feed water), y Servicios de fluidos de categora D, como se define en ASME B31.3.

b. Clases de sistemas de tuberas de lnea que son excluidas u opcionales son las siguientes: 1. Sistemas de tuberas de lnea sobre estructuras movibles cubiertas por reglas jurisdiccionales,

incluyendo los sistemas de tuberas en lnea de camiones, lanchas, barcos y otro equipo movible.

2. Sistemas de tuberas en lnea que son una parte integral o componente de dispositivos mecnicos recprocos o rotantes, tales como bombas, compresores, turbinas, generadores, ingenios y cilindros neumticos o hidrulicos donde las primeras consideraciones de diseo y o esfuerzos son derivados de los requerimientos funcionales del dispositivo.

3. Tuberas de lnea internas o tuberas de calderas y calentadores quemados, incluyendo tubos, cabezal de tubos, codos de retorno (return bends), cruce en arco externos (external crossovers) y tubos mltiples de distribucin.

4. Recipientes de presin, calentadores, hornos, cambiadores de calor y algn otro manejador de fluidos o equipo de procesamiento, incluyendo tuberas en lnea internas y conexiones para tuberas en lnea externas.

5. Instalacin de caera, alcantarillas sanitarias, alcantarillas de agua de proceso y contra alcantarillas.

6. Tuberas en lnea o tuberas con un dimetro exteriores no excedentes del NPS1/2. 7. Tuberas en lnea no metlicas y tuberas en lnea revestidas de vidrio o polimrico. 1.2 Glosario Definiciones o trminos tcnicos usados a lo largo de este documento puede ser encontrado en el apndice A. 1.3 Publicaciones referenciadas. Las ediciones ms recientes de los estndares, cdigos y especificaciones siguientes son citados en API 570. API * 510 Cdigo de inspeccin de contenedores de Presin. * RP 5711 Identificacin de las condiciones causantes de deterioracin o fallas * RP 574 Inspeccin de tuberas de lnea, tuberas, vlvulas y conexiones. * Std 598 Evaluacin e inspeccin de vlvulas. * RP 651 Proteccin catdica de Tanques de almacenamiento de petrleo sobre el suelo. * RP 750 Administracin de riesgos de proceso. * Publ 920 Prevencin de fracturas frgiles de contenedores de presin. * Publ 2201 Procedimientos para soldaduras o extraccin caliente (hot tapping) en equipos con contenido flamable (bajo revisin) ASME2

1 API gua para la inspeccin del equipo de refinera, Captulo II, condiciones causantes de deterioro o fallas, est bajo revisin y ser retitulada como API 571 prcticas recomendadas 2 Sociedad Americana de Ingenieros Mecnicos, 345 Este Calle 47, Nueva York, Nueva York 10017

* B16.34 Vlvulas- de terminaciones soldadas, bridadas * B31.3 Planta qumica y tuberas en lnea para refinacin del petrleo. * B31G Manual para determinar la resistencia remanente (remaining strength) de tubos en lnea corrodos. Cdigo de recipientes de presin y calderas, seccin VII, recipientes de presin Divisiones 1 y 2; seccin IX, Calificaciones de soldaduras con latn y soldaduras ASTM3 * G57 Mtodo para la medida de campo de la resistencia del suelo usando el mtodo de excretor de cuatro electrodos (four-electrode wenner) NACE4* RP0169 Control de Corrosin externa en sistemas de tuberas de lnea metlicas sumergidas o subterrneas. * RP0170 Proteccin de aceros inoxidables ausientico de rupturas de corrosin de esfuerzo de cidos politionico durante la clausura del equipo de refinera. * RP0274 Inspeccin elctrica de alto voltaje de principales revestimientos de tuberas en lnea para instalacin. * RP0275 Aplicacin de los revestimientos orgnicos a la superficie externa de tubos de acero para el servicio subterrneo. NFPA5* 704 Identificacin de los riesgos de incendio de materiales. 1.4 Responsabilidades 1.4.1 Propietario-usuario El propietario-usuario de una instalacin de tuberas en lnea sin la proteccin de API 570 debe tener total responsabilidad para condicionarse al API 570 y para establecer requerimientos para inspeccin, reparacin, alteracin y revaloracin. 1.4.2 Ingeniero en tuberas de lnea. El ingeniero en tuberas de lnea es responsable a el propietario-usuario para las actividades que incluyen el diseo, chequeo de ingeniera, anlisis o evaluacin de los sistemas de tuberas de lnea cubiertos por el API 570. 1.4.3 Organizacin de reparacin. La organizacin de reparacin 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 tuberas de lnea de acuerdo con los requerimientos del API 570. 1.4.4 Inspector 3 Sociedad Americana para prueba de materiales, Calle Race 1916, Philadelphia, Pennsylvania 19103-1187 4 Asociacin Nacional de Ingenieros en Corrosin. Apartado Postal 218340, Houston, Texas 77218. 5 Asociacin de Proteccin de Incendio Nacional, 1 Batterymarch Park, Apartado postal 9101, Quincy Massachusetts, 02269-9101

El inspector debe ser responsable con el propietario-usuario para determinar que los requerimientos del API 570 para inspeccin, examinacin y evaluacin sean reunidos. 1.4.5 Otro personal Operador, mantenimiento, u otro personal quien tiene conocimiento especial o experiencia relacionada a sistemas de tuberas de lnea en particular debe ser responsable para la pronta prevencin del inspector o el ingeniero de tuberas de lnea de algunas condiciones inusuales que puedan desarrollar y proveer otra asistencia, donde sea apropiada.

SECCION 2 ORGANIZACIN DE INSPECCION DEL PROPIETARIO-USUARIO.

2.1 Generalidades Un propietario-usuario de los sistemas de tuberas de lnea debe ejercitar el control del programa de inspeccin del sistema de tuberas en lnea, frecuencias de inspeccin, y mantenimiento y es responsable para la funcin de una agencia de inspeccin autorizada de acuerdo con las provisiones del API 570. La organizacin de inspeccin del propietario- usuario tambin debe controlar las actividades relacionadas a la revaloracin, reparo y alteracin de los sistemas de tuberas de lnea. 2.2 Nivel del inspector de tuberas de lnea autorizado. Los inspectores de tuberas en lnea autorizados deben tener la educacin y experiencia equivalente de al menos una de las siguientes : Un grado en ingeniera mas un ao de experiencia en el diseo, construccin, reparacin, operacin o inspeccin de sistemas de tuberas de lnea. a. Un certificado de 2 aos en ingeniera o tecnologa de una universidad tcnica ms 2

aos de experiencia en el diseo, construccin, reparacin, operacin o inspeccin de sistemas de tuberas de lnea.

b. El equivalente a preparatoria ms 3 aos de experiencia en el diseo, construccin, reparacin, operacin o inspeccin de sistemas de tuberas de lnea.

c. Cinco aos de experiencia inspeccionando sistemas de tuberas en lnea de servicio. Cuando el trmino de inspector es usado en este documento, se refiere a un inspector de tuberas de lnea autorizado.

SECCION 3 PRACTICAS DE EVUALUACION E INSPECCIN 3.1 Preparacin Porque los productos llevados en los sistemas de tuberas en lnea, las precauciones de seguridad son importantes cuando el sistema es inspeccionado, particularmente si es abierto para examinacin de superficies internas. Los procedimientos para segregar los sistemas de tuberas de lnea, instalando puntas ciegas (blanks), y evaluando el grosor deben ser una parte integral de prcticas de seguridad. Las precauciones de seguridad apropiadas deben ser tomadas antes que al sistema de tuberas en lnea sea abierto y antes de que algunos tipos de inspeccin interna sean arreglados. En general, la seccin de tuberas en lnea para que sea abierta debe estar aislada de todas las fuentes de lquidos dainos, gases o vapores y purgada para remover todo el aceite y gases flamables o txicos y vapores. Antes de la inspeccin inicial, el personal de inspeccin debe obtener el permiso para trabajar en los alrededores del personal de operacin responsable del sistema de tuberas de lnea. El equipo de proteccin debe ser usado cuando se requiera por las reglas o por el propietario-usuario. El equipo de evaluacin no destructivo usado para la inspeccin esta sujeto a los requerimientos de la seguridad de facilidad de operacin para el equipo elctrico. En general, los inspectores deben familiarizarse ellos mismos con los resultados y reparaciones de inspeccin principales. En particular, ellos deben revisar la historia de los sistemas de tuberas en lnea individuales brevemente antes de realizar alguna de las inspecciones requeridas por el API 570. (Ver seccin 6 de las prcticas recomendadas 574 del API para prcticas recomendadas suplementarias). 3.2 Inspeccin para tipos especficos de corrosin y ruptura (cracking) Nota : Para informacin completa y ms detallada, ver 571 prcticas recomendadas del API. Cada propietario-usuario debe proveer atencin especfica a la necesidad de inspeccin para los sistemas de tuberas en lnea que son susceptibles a los tipos de especificaciones siguientes y reas de deterioracin : a. Puntos de inyeccin b. Soportes muertos c. Corrosin bajo aislamiento (CUI) d. Interfase suelo-aire e. Servicio especfico y corrosin localizada. f. Erosin y corrosin/erosin g. Ruptura del medio ambiente h. Corrosin entre los revestimientos y depsitos. i. Rupturas de agotamiento j. Ruptura de flujo. k. Fractura frgil

l. Congelar daos Otras reas de inters son notadas en la 571 prctica recomendada del API y 8.1 de la 574 prctica recomendada del API. 3.2.1 Puntos de inyeccin Los puntos de inyeccin a veces son sujetos a corrosin acelerada o localizada de las condiciones de operacin normales o anormales. Estos que podran ser tratados como circuitos de inspeccin separados, y estas reas necesitan ser inspeccionadas detalladamente en un horario regular. Cuando se disee un circuito de punto de inyeccin para los propsitos de inspeccin, el lmite de contra corriente(upstream) recomendado de el punto de inyeccin, cualquiera es grande. El limite de corriente abajo (downstream) recomendado del circuito de punto de inyeccin es el segundo cambio en la direccin fluyente pasado el punto de inyeccin, o 25 pies (7.6 metros) mas all del primer cambio en la direccin fluyente, cualquiera es menor. En algunos casos, puede ser mas apropiado extender este circuito a la ---

prxima pieza del equipo de presin, como se muestra en la figura 1. La seleccin de localizaciones de medidas de espesor (TMLs) sin circuitos de punto de inyeccin sujeta a corrosin localizada debe estar de acuerdo con los siguientes lineamientos: a. Establecer TMLs en ajustes apropiados sin el circuito de punto de inyeccin. b. Establecer TMLs en la pared del ducto a la localizacin del choque de la pared del

ducto esperado del fluido inyectado. c. TMLs como localizaciones intermediarias a lo largo de las tuberas de lnea rectas ms

largas sin el circuito de punto de inyeccin que pueda ser requerido. d. Establecer TMLs en ambos limites de corriente abajo y contra corriente del circuito de

punto de inyeccin. Los mtodos preferidos de inspeccin de puntos de inyeccin son radiografa y/o ultrasnicos, apropiados para establecer el mnimo de espesor en cada TML. Medidas de ultrasnico de rejilla cercanas o exploracin puede ser usado, slo si las temperaturas son apropiadas Para algunas aplicaciones, es benfico remover los hilos de tuberas en lnea para facilitar una inspeccin visual de la superficie interior. Sin embargo, las medidas de espesor an sern requeridas para determinar el espesor permanente. Durante inspecciones programadas por periodos, la inspeccin ms intensa debe ser aplicada a un rea comenzando a 12 pulgadas (305 milmetros)contra corriente de la boquilla (nozzle)de inyeccin y continuando por al menos diez dimetros de ducto de corriente abajo del punto de inyeccin. Adicionalmente, la medida y el registro del espesor en todos TMLs sin el circuito del punto de inyeccin. 3.2.2 SOPORTES MUERTOS El rango de corrosin en los soportes muertos puede variar significativamente de las tuberas de lnea activas adyacentes. El inspector debe monitorear el espesor de la pared en soportes muertos seleccionados, incluyendo ambos el corte final estancado y en la lnea activa. En sistemas de tuberas de lnea calientes, el rea del punto alto puede ser corroda doble para corrientes de conveccin colocadas en el soporte muerto. La consideracin debe ser dada al remover el soporte muerto que sirve no lejos del propsito del proceso. 3.2.3 Corrosin bajo aislamiento La inspeccin externa de sistemas de tuberas en lnea aisladas debe incluir un resumen de la integridad del sistema de aislamiento para las condiciones que pudieran guiar a la corrosin bajo aislamiento (CUI) y para seas de la continuacin de CUI. Las fuentes de humedad pueden incluir lluvia, fuga de agua, condensacin y sistemas de diluvio (deluge). Las formas ms comunes de CUI son corrosin localizada de acero al carbono y ruptura de corrosin de esfuerzo de cloruro de aceros inoxidables austenticos. Esta seccin provee los lineamientos para identificar el potencial de las reas CUI por inspeccionar. La extensin de un programa de inspeccin 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 ms frescas no pueden necesitar un programa extenso. 3.2.3.1 Sistemas de tuberas de lnea aislados susceptibles a CUI Ciertas reas y tipos de sistemas de tuberas en lnea son potencialmente mas susceptibles a CUI, incluyendo lo siguiente : a. reas expuestas a sobre rociamiento de niebla b. reas expuestas a salidas de vapor c. reas expuestas a sistemas de diluvio (deluge) d. reas sujetas a derrame de proceso, ingreso de humedad, o vapores cidos. e. Sistemas de tuberas de lnea de acero al carbn, incluyendo aquellas aisladas por

proteccin del personal, operando entre 25F y 250F (-4C y 120C). CUI es particularmente agresivo donde las temperaturas de operacin causan condensacin y re-evaporacin continua o frecuente de humedad atmosfrica.

f. Los sistemas de tuberas en lnea de acero al carbn que normalmente operan en servicio superior a 250F(120C)pero estn en servicio intermitente.

g. Soportes muertos y piezas accesorias que sobresalen de tuberas en lneas aisladas y operan a una temperatura diferente de la temperatura en operacin de la lnea activa.

h. Sistemas de tuberas en lneas de acero inoxidable austentico operando entre 150F y 400F (65C y 204C). (estos sistemas son susceptibles a rupturas de corrosin del esfuerzo de cloruro)

i. Sistemas de tuberas en lneas vibrantes que tienen una tendencia a provocar dao al envolvente de aislamiento(jacketing) proveyendo un camino para el ingreso del agua.

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

k. Sistema de tuberas en lnea con revestimientos deteriorados y/o encintado aislante. 3.2.3.2 Localizaciones comunes en los sistemas de tuberas de lnea susceptibles a CUI. Las reas de sistemas de tuberas de lnea listadas en 3.2.3.1 pueden tener localizaciones especficas sin aquellas que son ms susceptibles a CUI, incluyendo las siguientes : a. Todas las penetraciones o brechas en los sistemas de aislamiento envolvente, tales

como: 1. Soportes muertos (salidas, desages, y otros artculos similares) 2. Barra de suspensin de ductos y otros soportes. 3. Vlvulas y conexiones (superficies de aislamiento irregulares) 4. Zapata de ductos enpernados. 5. Penetraciones de tubera de trazador de vapor. b. Terminacin del aislamiento en bridas y otros componentes de tuberas de lnea. c. Envolvente de aislamiento perdido o daado d. El envolvente de aislamiento parece localizado en el principio de la tubera de lnea

horizontal o impropiamente envolvente de aislamiento recubierto o sellado. e. Terminacin de aislamiento en bridas y otros componentes de tuberas en lnea. 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 tuberas en lnea que tienen una brecha conocido en el sistema de aislamiento, incluyendo puntos bajos en largos ciclos de tuberas en lnea sin soporte.

i. Bridas de acero de baja aleacin o al carbn, atornillantes, y otros componentes bajo aislamiento en sistemas de tuberas de lnea de alta aleacin.

Las locaciones donde los tapones(plugs) de aislamiento han sido removidos para permitir las medidas de espesor de tuberas de lnea en tuberas de lnea aisladas debe recibir atencin particular. Estos tapones(plugs) deben ser prontamente remplazados y sellados. Varios tipos de tapones(plugs) remobibles son comercialmente accesibles que permiten la inspeccin e identificacin de los puntos de inspeccin para futura referencia. 3.2.4 INTERFASE SUELO-AIRE Las interfases suelo-aire para tuberas en lnea enterrados sin la proteccin catdica adecuada deben estar incluidas en las inspecciones de tuberas en lnea externas programadas. La inspeccin al grado que debe checar los daos de revestimiento, ductos descubiertos, y medidas de profundidad de la excavacin. Si la corrosin significante es notada, las medidas de espesor y excavacin pueden ser requeridas para evaluar si la corrosin es localizada a la interfase suelo-aire o puede ser ms presente al sistema enterrado. Las lecturas de grosor en las interfases Suelo-aire puede exponer el metal y acelerar la corrosin si los revestimientos y cintas de recubrimiento aislante no estn propiamente restauradas. Si las tuberas en lnea tienen la proteccin catdica satisfactoria como la determinada por el monitoreo de acuerdo con la seccin 7, la excavacin es requerida solo si hay evidencia del dao de la cinta de recubrimiento aislante o del revestimiento. Si la tubera en lnea esta sin cubrimiento a tal grado que la consideracin debe ser dada para excavar de 6 a 12 pulgadas (152 a 305 milmetros) de profundidad para evaluar el potencial para el dao escondido (hidden). En las interfaces concreto-aire y asfalto-aire de tuberas en lnea enterradas sin proteccin catdica, el inspector debe buscar la evidencia que el calafateo o sello a la interfase haya deteriorado y permitido el ingreso de humedad. Si tal condicin existe en los sistemas de tuberas de lnea por 10 aos, puede ser necesario inspeccionar la corrosin debajo de la superficie antes del resello de la junta. 3.2.5 CORROSION LOCALIZADA Y DE USO ESPECIFICO Un programa de inspeccin efectivo incluye los siguientes tres elementos, los cuales ayudan a identificar el potencial de la corrosin localizada y de uso especfico y seleccionar TMLs apropiado : a. Un inspector con conocimiento del uso y donde la corrosin probablemente ocurra. b. El uso extenso de la examinacin no destructiva. (NDE) c. La comunicacin del personal de operacin cuando las colocaciones del proceso

ocurren que pueden afectar los rangos de corrosin.

Pocos ejemplos de donde este tipo de corrosin podra esperarse que ocurra incluyen lo siguiente : a. Corriente abajo de puntos de inyeccin y contra corriente de separadores productos,

tales como en tuberas de afluencia (effluent) del reactor de hidroproceso. b. Corrosin de punto-roco en vapores condensantes, tales como fraccionamiento

superior. c. cido inanticipado o sobrante custico (caustic carryover) de procesos en sistemas de

tuberas de lnea no aleados o arrastre de impurezas custico en sistemas de tuberas de lnea de acero que no son termotratadas despus de una soldadura.

d. Localizaciones de condensacin de sal de amonio en vapores de hidroproceso. e. Flujo de fase mixto y reas turbulentas en sistemas acdicos. f. Grados mezclados de tuberas en lnea de acero al carbn en el uso de aceite corrosivo

caliente [450F(232C) 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 silicn (nonsilicon killed steel pipe), tal como A-53 y API 5L, puede correr a rangos ms altos que el ducto de acero destruido de silicon (silicon killed steel pipe), tal como el A-106, especialmente en ambientes sulfricos de alta temperatura.

g. La corrosin debajo de los depsitos en mezclas aguadas (slurries), soluciones cristalizantes o fluidos de produccin de coque (coke).

h. Transporte de cloruro en sistemas de regeneracin de reformador cataltico. i. Corrosin de punto caliente en tuberas en lnea con indicacin de calor externo. En

usos que llegan a ser mucho ms corrosivos para las tuberas en lnea con temperatura incrementada, tal como custico en acero al carbn, corrosin o ruptura de corrosin intensa.

3.2.6 EROSION Y CORROSION / EROSION La erosin puede ser definida como el removimiento del material de la superficie por la accin de numerosos impactos individuales de partculas slidas o lquidas. Puede ser caracterizada por ranuras (grooves), aberturas redondas (rounded holes), ondas y quebradas en un patrn direccional. La erosin usualmente ocurre en reas de fluidez turbulenta, tales como en los cambios de direccin en un sistema de tuberas en lnea o corriente debajo de vlvulas de control donde la vaporizacin puede tomar lugar. El dao de la erosin es usualmente incrementada en vapores con grandes cantidades de partculas slidas o lquidas fluyendo en altas velocidades. Una combinacin de los resultados de corrosin y erosin (corrosin/erosin) en significantes prdidas de importantes metales que pueden ser esperadas de la corrosin o erosin simples. Este tipo de corrosin ocurre en reas de alta turbulencia y alta velocidad. Ejemplos de lugares para inspeccionar incluyen lo siguiente : a. Corriente abajo de vlvulas de control, especialmente cuando ocurre la activacin de

absorbedor de gases residuales (flashing) b. Corriente abajo (downstream) de orificios. c. Corriente abajo de descargas de bomba. d. En algn punto del cambio de direccin de corriente, tal como los radios de adentro y

fuera de los codos (elbows).

e. Corriente abajo de las configuraciones de tuberas en lnea (tales como soldaduras, termopozos (thermowells) y bridas) que producen turbulencia, particularmente en sistemas de sensitiva velocidad tales como los sistemas de cido sulfrico e hidrosulfuro de amonio.

reas supuestas de tener corrosin/erosin localizada deben ser inspeccionadas usando mtodos NDE apropiados que proporcionarn datos de grosor sobre un rea extensa, tal como la exploracin ultrasnica, el perfil radiogrfico o corriente en remolino. 3.2.7 RUPTURA DEL MEDIO AMBIENTE Los materiales de construccin del sistema de tuberas en lnea son normalmente seleccionados para resistir las varias formas de rupturas de corrosin intensa. (SCC). Sin embargo, algunos sistemas de tuberas en lnea pueden ser susceptibles a la ruptura ambiental debido a las condiciones de proceso de redisposicin, CUI, condensacin inanticipada, o exposicin a carbonatos y sulfuro de hidrgeno hmedo. (wet hydrogen sulfide). Ejemplos de ruptura ambiental incluye: a. SCC de cloruro de aceros inoxidables autenticos debido a la humedad y aislamiento

bajo cloruros, debajo de depsitos, debajo de los empaques, o en hendiduras. b. SCC de cido politinico de aceros aleados austenticos sensibles debido a la

exposicin de sulfuro, condensacin de humedad u oxgeno. c. SCC custico (algunas veces conocido como fragilizacin custica). d. SCC de amina en sistemas de tuberas en lnea que no estn sin tensin. e. SCC de carbonato f. SCC en ambientes donde existe el sulfuro de hidrogeno hmedo, tales como los sistemas que contienen agua agra (sour). g. Abrasador de hidrgeno y dao de (HIC) ruptura de hidrgeno inducido. Cuando el inspector sospecha o es aconsejado que circuitos especficos pueden ser susceptibles a rupturas ambientales, el inspector debe programar inspecciones suplementales. Tales inspecciones pueden tomar la forma de superficie de NDE (evaluacin de lquido penetrante (PT) o evaluacin de partcula magntica fluorescente hmeda (WFMT) o ultrasnicos (UT). Donde sea accesible, los tambores supuestos pueden ser removidos del sistema de tuberas en lnea y la desconexin en dos partes para la examinacin de superficie interna. Si la ruptura ambiental es detectada durante la inspeccin interna de tanques de presin y la tubera de lnea es considerada igualmente susceptible, el inspector debe designar los apropiados tambores de la tubera de lnea de corriente arriba y corriente abajo del tanque de presin para la inspeccin de ruptura ambiental. Cuando el potencial para la ruptura ambiental es esperada en los circuitos de tuberas de lnea, la inspeccin de tambores (spools) seleccionados debera ser programada primero para un prximo cambio de posicin. Tal inspeccin debe proveer informacin utilizable en mantenimiento de cambio de posicin de pronostico.

3.2.8 Corrosin debajo de los revestimientos y depsitos. Si los revestimientos internos o externos, los revestimientos refractarios, y revestimientos de resistente a la corrosin estn en buena condicin y no hay razn para esperar una condicin deteriorada detrs de ellos, usualmente no es necesario removerlos para la inspeccin del sistema de tuberas en lnea. La efectividad de los revestimientos resistentes a corrosin es grandemente reducida debido a rompimientos u hoyos en el revestimiento. Los revestimientos deben ser inspeccionados por la separacin, 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 condicin de la tubera en lnea de metal debajo de los revestimientos. Alternativamente, la inspeccin ultrasnica de la superficie externa puede ser usado para medir el grosor de la pared y detectar la separacin, hoyos y ampollas. El revestimiento refractario puede astillar o romper en servicio con o sin causar algunos problemas significantes. La corrosin debajo de los revestimientos refractarios puede resultar en la separacin y protuberancias del refractario. Si la protuberancia o la separacin de el revestimiento refractario es detectada, las porciones del refractario puede ser removidas para permitir la inspeccin de la tubera en lnea debajo del refractario. Por otro lado, las medidas de grosor ultrasnicas pueden estar hechas de la superficie de metal externa. Donde los depsitos operantes, tales como coque, estn presentes en una superficie de ductos, es particularmente importante determinar si tales depsitos tienen corrosin activa debajo de ellos. Esto puede requerir una inspeccin detallada en reas seleccionadas. Largas lneas deben tener los depsitos removidos en reas crticas seleccionadas para examinaciones. Lneas pequeas pueden requerir que los tambores seleccionados sean removidos o que los mtodos NDE, tales como radiografa, sean arreglados en reas selectas.

API 570 3-7

3.2.9 Ruptura de fatiga La ruptura de fatiga de los sistemas de tuberas en lnea pueden resultar de los esfuerzos cclicos excesivos que frecuentemente estn debajo de la fuerza de ruptura esttica del material. Los esfuerzos cclicos pueden ser impuestos por medios trmicos, mecnicos o de presin 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 vibracin del sistema de tuberas de lnea (tal como las vibraciones de flujo-inducido o de la mquina) tambin puede causar el dao de fatiga de ciclo alto. (ver 3.3.4 para requerimientos de vigilancia de tuberas de lnea vibrantes y 5.5 para requerimientos de diseo asociado con tuberas en lnea vibrante). La ruptura de fatiga tpicamente puede ser primero detectada en puntos de intensificacin de alto esfuerzo tal como las conexiones de bifurcacin. Las locaciones donde los metales tienen diferente coeficientes de expansin trmica son unidos por soldaduras puede ser susceptible a fatigas trmicas. (ver 4.5.3 para consideraciones de fatiga relativa a juntas roscadas). Los mtodos NDE preferidos de deteccin de ruptura de fatiga incluye la

evaluacin de penetrante de lquido (PT) o evaluacin de partcula magntica (MT). La emisin acstica tambin puede ser usada para detectar la presencia de rupturas que son activadas por esfuerzos o presiones de evaluacin generadas durante la evaluacin. Es importante que el propietario-usuario y el inspector entiendan que la ruptura de fatiga es propia a causar fallas de tuberas en lnea antes de que sea detectada con algunos de los mtodos NDE. Del nmero total de ciclos de fatiga requeridos para producir una falla, la mayora vasta son requeridas para propagar el rompimiento de la falla. An as, el diseo propio y la instalacin en orden para prevenir la iniciacin 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 cdigo de tubera en lnea estn en el rango de flujo. La ruptura es acelerada por la interaccin de fatiga y flujo cuando las condiciones operantes en el rango de flujo son cclicos. El inspector debe poner atencin particular a las reas de concentracin de alto esfuerzo. Si las temperaturas excesivas son encontradas, la propiedad mecnica y cambios micro-estruturales en metales tambin 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 parmetros sern usados en algunas evaluaciones. Un ejemplo de donde la ruptura de flujo ha sido experimentada en la industria es en 1 aceros Cr sobre 900F (482 C). Los mtodos NDE de deteccin de ruptura de flujo incluyen la evaluacin de penetrante de lquido, la evaluacin de partcula magntica, la evaluacin ultrasnica, la evaluacin radiogrfica, y metalografa in situ. La evaluacin de emisin acstica tambin puede ser usada para detectar la presencia de rupturas que son activadas por esfuerzos o presiones de evaluacin generadas durante la evaluacin. 3.2.11 Fractura frgil Aceros ferrticos, de baja aleacin y al carbono pueden ser susceptibles a falla frgil en o debajo de temperaturas del ambiente. La fractura frgil usualmente no se interesa por una tubera en lnea de pared delgada relativamente. La mayora de las fracturas frgiles han ocurrido en la primer aplicacin de un grado de esfuerzo particular (esto es, la primer hidroevaluacin o sobrecarga) a menos que los defectos crticos estn introducidos durante el uso. El potencial para una falla frgil ser considerados cuando se rehidroevale o mas cuidadosamente se evale, cuando se examine el equipo neumticamente o cuando se agregue algunas otras cargas adicionales. Atencin especial debe ser dada a aceros de baja aleacin (especialmente al material de 2 Cr-1 Mo), porque estos pueden estar propensos a fragilidad de temperatura, y a aceros inoxidables ferrticos. La 920 publicacin del API, la cual contiene informacin de la prevencin de fractura frgil en contenedores de presin, puede ser de utilidad en la determinacin del potencial de fractura frgil en los sistemas de tuberas en lnea. 3.2.12 Daos por congelacin A temperaturas subcongelantes, el agua y las soluciones acuosas en sistemas de tuberas en lnea pueden congelar y causar fallas por la expansin de estos materiales. Despus de un inesperado clima congelante severo, es importante checar por los daos por congelamiento en componentes de tuberas en lnea 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 tuberas en lnea con agua deberan ser cuidadosamente examinados por dao. 3.3 Tipos de inspeccin y vigilancia. Los diferentes tipos de inspeccin y vigilancia son apropiados dependiendo de las circunstancias y del sistema de tuberas en lnea (ver la nota). Esto incluye lo siguiente : a. Inspeccin visual interna b. Inspeccin de medidas de espesor c. Inspeccin visual externa d. Inspeccin de tuberas en lnea vibrantes e. Inspeccin suplemental. Nota : Ver la seccin 4 para la inspeccin de extensin y frecuencia. 3.3.1 Inspeccin visual interna Las inspecciones visuales internas normalmente no son ejecutadas en las tuberas en lnea. Cuando sea prctico y posible, las inspecciones visuales internas pueden ser programadas por los sistemas tales como las lneas de traslado de dimetro grande, ductos, lneas catalizadoras, u otros sistemas de tuberas en lnea de dimetro grande. Tales inspecciones son similares en naturaleza a las inspecciones de contenedores de presin y deberan ser conducidas con procedimientos y mtodos similares a estos brevemente descritos en el API 510. Las tcnicas de inspeccin visual remota puede ser de ayuda cuando se inspeccione la tubera en lnea tan pequea para entrar. Una oportunidad adicional para la inspeccin interna es proveda cuando las bridas de tuberas en lnea estn desconectadas, permitiendo la inspeccin visual de superficies internas con o sin el uso de NDE. Remover una seccin de tuberas en lnea y henderla a lo largo de su lnea central tambin permite el acceso a superficies internas donde hay la necesidad para tal inspeccin. 3.3.2 Inspeccin de medidas de espesor Una inspeccin de medida de espesor es realizada para determinar la condicin interna y el espesor sobrante de los componentes de tuberas en lnea. Las medidas de espesor pueden ser obtenidas cuando el sistema de tuberas de lnea esta en o fuera de operacin y ser ejecutado por el inspector o examinador. 3.3.3 Inspeccin visual externa Una inspeccin visual externa es realizada para determinar la condicin del exterior de la tubera de lnea, el sistema de aislamiento, los sistemas de revestimiento y pintado, y ferretera asociada; y checar por seales de desalineacin, vibracin, y fuga. Cuando el aumento de producto de corrosin es notado en reas de contacto de soporte de ductos, el despegue de tales soportes puede ser requerido por la inspeccin. Cuando esto se haga, el cuidado debe ser ejercitado si la tubera de lnea esta en servicio. Las inspecciones externas pueden ser hechas cuando el sistema de tuberas de lnea esta en uso. Referirse a la 574 prctica recomendada del API para informacin til en las conduccin de inspecciones externas. Una lista de comprobacin para asistir en la conduccin de inspecciones externas es proporcionada en el apndice E. Las inspecciones externas incluirn evaluaciones para la condicin de soportes y barras de suspensin de tuberas en lnea. 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 sern reportadas y corregidas. Los soportes falsos de soporte vertical tambin sern checados para confirmar que ellos no han llenado con agua que este causando la corrosin externa de la tubera en lnea de presin o la corrosin interna de la pata de soporte (support leg). Las patas falsas de soporte horizontal

tambin sern checadas para determinar esos desplazamientos pequeos del horizontal que no causan trampas de humedad en contra de la superficie externa de los componentes de tuberas en lnea activas. Las juntas de expansin de fuelles deberan ser inspeccionadas visualmente por deformaciones inusuales, desalineacin o desplazamientos que puedan exceder el proyecto o diseo. El inspector debera examinar el sistema de tuberas en lnea por la presencia de algunas modificaciones de campo o reparaciones temporales no registradas previamente en los dibujos y/o registros de tuberas en lnea. El inspector tambin debera estar alerta a la presencia de algunos componentes en el uso que puedan ser inapropiados para la operacin a cierto tiempo, tal como bridas impropias, reparaciones temporales (abrazaderas), modificaciones (mangueras flexibles), o vlvulas de especificacin impropias. Los componentes roscados que pueden ser removidos e instalados ms fcilmente merecen atencin particular por su alto potencial para la instalacin de componentes impropios. La inspeccin peridica externa mencionada en el 4.3 debera ser conducida por el inspector normalmente, quien tambin ser responsable por la conservacin del registro y la inspeccin de reparacin. Los operantes calificados o personal de mantenimiento tambin pueden conducir inspecciones externas, cuando se acepte para inspector. En tales casos, las personas que conducen las inspecciones de tuberas en lnea externas de acuerdo con API 570 sern calificadas a travs de una cantidad apropiada de entrenamiento. Adems de estas inspecciones externas programadas que estn documentadas en los registros de inspeccin, es benfico para el personal que frecuenta el rea para reportar la deterioracin o cambios al inspector. (Ver el apndice E y 8.2 del 574 prcticas recomendadas por el API para ejemplos de tal deterioracin.) 3.3.4 Vigilancia del movimiento lineal y vibracin de tuberas de lnea. El personal operador debera reportar la tuberas de lnea desviantes o vibrantes para el personal de inspeccin o ingeniera para evaluaciones. Otros movimientos lineales significativos deberan ser reportados que pueden haber resultado del martillo lquido, lquido golpeante (slugging) en lneas de vapor, o expansin trmica anormal. En las juntas donde los sistemas de tuberas de lnea estn controlados, el examen de partcula magntica peridico o examen de penetrante de lquido debera ser considerado para checar el comienzo de la ruptura de fatiga. Las conexiones de bifurcacin deberan recibir atencin especial.

API 570 3-10

3.3.5 Inspeccin suplemental. Otras inspecciones pueden ser programadas como apropiadas o necesarias. Ejemplos de tales inspecciones incluyen el uso peridico de radiografa y/o termografa para checar la obstruccin (fouling) u obturacin interna, la termografa para checar los sitios calientes en sistemas revestidos refractarios, o inspeccin de la ruptura ambiental. La emisin acstica, la deteccin de fuga acstica y termografa puede ser usada para deteccin y vigilancia de fuga remota. Los ultrasonicos y radiografa puede ser usada para detectar corrosin localizada. 3.4 Localizaciones de medidas de espesor. 3.4.1 Generalidades Las localizaciones de medidas de espesor (TMLs) estn en reas especficas a lo largo del circuito de tuberas en lnea donde las inspecciones estn para ser hechas. La naturaleza del la TML vara de acuerdo a su localizacin en el sistema de tuberas de lnea. La seleccin de las TMLs debern considerar el potencial para la corrosin localizada y la corrosin de uso especfico como se describe en 3.2. 3.4.2 Monitoreo de TML Cada sistema de tuberas en lnea deber ser monitoreado tomando las medidas de espesor en TMLs. Los circuitos de tuberas de lnea con consecuencias de alto potencial si se presenta una falla y estos sujetos a rangos de corrosin alta o corrosin localizada normalmente tendrn ms TMLs y sern monitoreados ms frecuentemente (Ver 4.2). Las TMLs deberan ser distribuidas apropiadamente a travs de cada circuito de tuberas en lnea. Las TMLs pueden ser eliminadas o el nmero reducido bajo ciertas circunstancias, tales como tuberas en lnea de lados fros de plantas olefnicas, tuberas en lnea de amonaco anhdro, producto de hidrocarburo no corrosivo limpio, o tuberas de alta aleacin para productos puros. En circunstancias donde

las TMLs sern substancialmente reducidas o eliminadas, las personas expertas en la corrosin deberan ser consultadas. El espesor mnimo en tal TML puede ser localizado por radiografa o exploracin ultrasnica. Las tcnicas electromagnticas tambin pueden ser usadas para identificar reas delgadas que pueden luego ser medidas por radiografas o ultrasnicos. Cuando sea logrado con ultrasnicos, la exploracin consiste en tomar varias medidas de espesor en la bsqueda de TML para adelgazamiento localizado. La lectura ms delgada o un promedio de varias lecturas de medidas tomadas dentro de el rea de un punto de evaluacin deber ser registrada y usada para calcular rangos de corrosin, vida remanente y la prxima fecha de inspeccin de acuerdo con la seccin 5. Cuando sea apropiado, las medidas de espesor deberan incluir medidas en cada uno de los cuatro cuadrantes en el tubo y accesorios, con atencin especial para los radios interiores y exteriores de los codos y tubos en T donde la corrosin/erosin pudiera incrementar los rangos de corrosin. Como un mnimo, la lectura ms delgada y su localizacin deber ser registrada. Las TMLs deberan ser establecidas por reas con CUI continuas, corrosin en interfaces S/A, u otras localizaciones de corrosin localizada potencial tan bien como para las generalidades, corrosin uniforme. Las TMLs deberan ser marcadas en dibujos de inspeccin y en el sistema de tuberas en lnea para permitir medidas repetitivas en las mismas TMLs. Este procedimiento de registro proporciona datos para una determinacin de rango de corrosin ms exacto. 3.4.3 Seleccin de TML 3.4.3.1 En la seleccin o ajustamiento del nmero y localizaciones de TMLs, el inspector debera tomar en cuenta los modelos de corrosin que seran esperados y han sido experimentados en la unidad de proceso. Un nmero de procesos de corrosin comn para el refinamiento y las unidades petroqumicas son relativamente uniformes en naturaleza, resultando un rango no muy constante de reduccin de pared de tubo independiente de la localizacin dentro del circuito de tuberas de lnea, tampoco axialmente y circunferencialmente. Ejemplos de tales fenmenos de corrosin incluyen la corrosin de sulfuro de alta temperatura y corrosin de aguas amargas. (las velocidades proporcionadas no son tan excesivas como para causar corrosin/erosin local de codos, tubos en T, y sus similares). En estas situaciones, el nmero de las TMLs requeridas para monitorear un circuito sern menores que las requeridas para monitorear circuitos sujetos a corrosin uniforme perfectas podran ser monitoreados adecuadamente con una simple TML. En realidad, la corrosin 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 seleccin de TML para cada circuito, balanceando el esfuerzo de la recoleccin de datos con los beneficios proporcionados por los datos. 3.4.3.2 Ms TMLs deberan ser seleccionados por sistemas de tuberas de lnea con algunas de las caractersticas siguientes : a. El alto potencial para crear una emergencia ambiental o de seguridad en el evento de una fuga. b. Rangos de corrosin experimentados o altamente esperados. c. Alto potencial para corrosin localizada. d. Ms complejidad en trminos de accesorios, bifurcaciones, soportes muertos, puntos de inyeccin y sus similares. e. El potencial ms alto para CUI. 3.4.3.3 Pocas TMLs pueden ser seleccionadas por los sistemas de tuberas de lnea con algunas de las siguientes tres caractersticas : a. Bajo potencial para crear una emergencia ambiental o de seguridad en el evento de fuga. b. Sistemas de tuberas de lnea no corrosiva relativamente. c. Sistemas de tuberas de lnea ntegros, largos. 3.4.3.4 Las TMLs pueden ser eliminadas por los sistemas de tuberas de lnea con ninguna de las siguientes dos caractersticas :

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 corrosin.

3.5 Mtodos de medida de profundidad Los instrumentos de medicin de espesor ultrasnico usualmente son los medios ms exactos para obtener las medidas de espesor en tubos instalados ms largos que NPS 1. Las tcnicas de perfil radiogrfico pueden ser usadas para localizar reas para ser medidas, particularmente en sistemas aislados o donde la corrosin localizada o no uniforme es esperada. Donde sea prctico, los ultrasnicos pueden despus ser usados para obtener el espesor real de las reas para ser registrado. Siguiendo las lecturas ultrasnicas en el TMLs, la reparacin propia de aislamiento y recubrimiento del clima de aislamiento es recomendada para reducir el potencial para CUI. Las tcnicas de perfil radiogrfico, la cual no requiere remover el aislamiento, puede ser considerada como una alternativa. Cuando la corrosin en un sistema de tuberas de lnea no es uniforme o el espesor remanente aprovecha el espesor mnimo requerido, la medida de espesor adicional puede ser requerida. La exploracin ultrasnica o radiogrfica son los mtodos preferidos en ambos casos. Los dispositivos de corriente turbulenta tambin pueden ser usados. Cuando las medidas ultrasnicas son tomadas por encima de los 150 F (66C), los instrumentos, acoplantes (couplants) y procedimientos deberan ser usados, eso resultar en medidas propias en altas temperaturas. Las medidas deberan ser ajustadas por el factor de correccin de temperatura apropiado. Los inspectores deberan prevenirse de posibles recursos de inexactitudes de medida y hacer cada esfuerzo para eliminar sus equivocaciones. Como una regla general cada una de las tcnicas NDE tendr lmites prcticos con respecto a la exactitud. Los factores que pueden contribuir a la exactitud reducida de medidas ultrasnicas incluye lo siguiente: a. La calibracin impropia de instrumentos b. La incrustacin o recubrimientos externos. c. La excesiva aspereza de la superficie d. La rocosidad excesiva de la excavacin (sobre la superficie curvada). e. Los defectos del material del subsuelo, tal como las laminaciones. f. Los efectos de temperatura [en temperaturas encima de 150F (66C)] g. Los coladores detectores de defectos pequeos. h. Espesores de menos de 1/8 pulgadas (3.2 milmetros) para tpicos calibres de espesor digital. Adems, debe tenerse en mente que el patrn de la corrosin no puede ser uniforme. Para las determinaciones de rango de corrosin para que sea vlido, es importante que las medidas en el punto ms delgado sea repetido tan cercanamente como sea posible en la misma localizacin. Alternativamente, la mnima lectura o un promedio de varias lecturas en un punto de evaluacin puede ser considerado. Cuando los sistemas de tuberas en lnea estn fuera de servicio, las medidas de espesor pueden ser tomadas a travs de las entradas usando calibradores. Los calibradores son tiles para determinar los espesores aproximados de fundicin, forjaduras y armazones de vlvulas, as como aproximaciones de profundidad de hoyos desde CUI en el tubo. Los dispositivos de medicin de profundidad de hoyos tambin pueden ser usados para determinar la profundidad de prdida de metal localizado. 3.6 Evaluacin de presin de los sistemas de tuberas de lnea. Las evaluaciones de presin normalmente no son conducidas como parte de una inspeccin rutinaria. (ver 6.2.6 para los requerimientos de evaluacin de presin para reparaciones, alteraciones, y la revalorizacin). Las excepciones a esto incluye los requerimientos de la Guardia Costera de los Estados Unidos para las tuberas en lnea fuera del agua y requerimientos de jurisdicciones locales, despus de las alteraciones soldadas o cuando sea especificado por el inspector o el ingeniero en tuberas en lnea. Cuando son conducidas, las evaluaciones de presin debera ser realizado de acuerdo con los requerimientos del ASME B31.3. Las consideraciones adicionales son proporcionadas en la 574 prctica recomendada del API y la 920

prctica recomendada del API. Las evaluaciones de presin baja, las cuales son usadas slo para que el ajustamiento de los sistemas de tuberas en lnea pueda ser conducido en presiones designadas por el propietario-usuario. El fluido de evaluacin debera ser agua a menos que exista la posibilidad de dao debido al congelamiento u otros efectos adversos al agua en el sistema de tuberas en lnea o el proceso o al menos que el agua de evaluacin llegara a contaminarse y su eliminacin presentara problemas ambientales. En ambos casos, otro lquido no txico adaptable puede ser usado. Si el lquido es flamable, su punto de deflagracin deber ser al menos 120F (49C) o ms grande, y la consideracin deber ser dada al efecto del ambiente de evaluacin en el fluido de evaluacin. Las tuberas en lnea fabricadas o con componentes de acero inoxidable de 300 series deberan ser hidroevaluada con una solucin hecha de agua potable (ver nota) o vapor condensado. Despus de que la evaluacin est completa, la tubera de lnea debera ser detalladamente drenada (todos los respiraderos de punto alto debera 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 adicin de inhibidor puede ser considerada para reducir el riesgo de picadura y corrosin conducida microbiolgicamente. Nota: el agua potable en este contexto sigue la prctica de los Estados Unidos, con 250 partes por milln de cloruro mximo, curado con cloro y ozono. Para el sujeto de tuberas de lnea de acero inoxidable austentico sensibilizado a ruptura de corrosin de esfuerzo politinico, la consideracin debera ser dada para usar una solucin de agua alcalina para evaluacin de presin (Ver NACE RP0170). Si una evaluacin de presin es para ser mantenida por un periodo de tiempo y el fluido de evaluacin en el sistema esta sujeto a expansin trmica, las precauciones debern ser tomadas para prevenir presin excesiva. Cuando una evaluacin de presin es requerida, deber ser conducido despus de algn tratamiento trmico. Antes de aplicar una evaluacin hidrosttica para los sistemas de tuberas de lnea, las consideraciones deberan ser dadas al diseo de estructura de soporte. Una evaluacin de presin neumtica puede ser usado cuando no es practicable para la evaluacin hidrostticamente debido a las limitaciones de proceso, de estructura o de temperatura. Sin embargo, los riesgos potenciales para el personal y propiedad de la evaluacin neumtica deber ser considerado cuando se lleve a cabo tal evaluacin. Como un mnimo, las precauciones de inspeccin contenido en ASME B31.3 deber ser aplicado en alguna evaluacin neumtica. Durante una evaluacin de presin, donde la presin de evaluacin exceder la presin colocada de la vlvula de seguridad en un sistema de tuberas en lnea, la vlvula o vlvulas de escape de seguridad deberan ser removidas o punzadas por la duracin de la evaluacin. Como una alternativa, cada disco de vlvula debe ser mantenido por una abrazadera de evaluacin designada adaptada. La aplicacin de una carga adicional al resorte de vlvula girando el tornillo de ajuste no es recomendable. Otros accesorios que son incapaces de resistir la presin de evaluacin tal como tubos indicadores, presiones manomtricas, juntas de expansin y discos de ruptura, deberan ser removidos o blanqueados. Las lneas que contienen juntas de expansin que no pueden ser removidas o aisladas pueden ser evaluadas en una presin reducida de acuerdo con los principios del ASME B31.3. Si las vlvulas de polea son usadas para aislar un sistema de tuberas de lnea para una evaluacin de presin, la precaucin debera ser usada para no exceder la presin de asiento permitida como se describe en ASME B16.34 o el dato manufacturador de vlvula aplicable. Adems de la complementacin de la evaluacin de presin, los dispositivos de alivio de presin de las propias configuraciones y otros accesorios removidos o hechos inoperables durante la evaluacin de presin debern ser reinstalados o reactivados. 3.7 Verificacin y Delineabilidad del Material. Durante las reparaciones o alteraciones de los sistemas de tuberas de lnea de baja a alta aleacin, el inspector deber verificar la instalacin de los materiales nuevos correctos. A la discrecin del propietario-usuario o del inspector, esta verificacin puede ser tanto por 100 porciento de chequeo o evaluacin en ciertas situaciones crticas o examinando un porcentaje de los materiales. La evaluacin puede ser llevada a cabo por el inspector o el examinador con el uso de mtodos de fcil manejo adecuados, tales como la evaluacin de puntos qumicos, analizadores espectrogrficos pticos, o analizadores de rayos X fluorescentes. El chequeo

puede incluir la verificacin de reportes de evaluacin de los materiales, marcas en los componentes de tuberas en lnea y atornillantes (bolting), y dimensiones claves. Si un componente del sistema de tuberas en lnea fallara por un material incorrecto que fue inadvertidamente substituido por el material de tuberas en lnea apropiado, el inspector deber considerar la necesidad para una verificacin adicional de materiales de tuberas en lnea existentes. La extensin de tal verificacin depender en circunstancias tales como las consecuencias de la falla y la posibilidad de errores materiales adicionales. 3.8 Inspeccin de Vlvulas Normalmente, las medidas de grosor no son regularmente tomadas en vlvulas en circuitos de tuberas en lnea. El cuerpo de una vlvula es normalmente ms grueso que otros componentes de las tuberas en lnea para las razones del diseo. Sin embargo, cuando las vlvulas son desbaratadas para su servicio y reparacin, el taller debe estar atento a algn patrn de corrosin inusual o adelgazamiento y, cuando sea notado, reportar esa informacin al inspector. Los cuerpos de las vlvulas que son expuestas a ciclos de temperatura alta (por ejemplo, regeneracin de unidad reformante cataltica y limpieza de vapor)deberan ser examinados peridicamente para la ruptura de fatiga trmica. Si las vlvulas de compuerta son conocidas por ser o son esperadas para ser expuestas a la corrosin/erosin, las lecturas de grosor deberan ser tomadas entre las bases, desde que esto es un rea de alta turbulencia y alto esfuerzo. Las vlvulas de control u otras de estrangulacin, particularmente en servicios de goteo y papilla (drop-and-slurry) de mxima presin, pueden ser susceptibles a la corrosin/erosin del cuerpo corriente abajo del orificio. Si tal prdida de metal es esperada, la vlvula debera ser removida de la lnea para inspeccin interna. El interior de las tuberas en lnea y la brida complementaria de corriente abajo tambin debera ser inspeccionada por la prdida de metal local. Cuando el cuerpo de la vlvula y/o las evaluaciones de presin de clausura sean ejecutadas despus del servicio, estos deberan ser conducidos de acuerdo con el standard del API 598. 3.9 Inspeccin de soldaduras en uso. La inspeccin para la calidad de soldaduras de tuberas en lnea es normalmente realizada como una parte de los requerimientos para nueva construccin, reparos, o alteraciones. Sin embargo, las soldaduras son frecuentemente inspeccionadas de la corrosin como parte de una inspeccin de perfil radiogrfico o como parte de una inspeccin interna. Cuando la corrosin de soldadura preferente es notada, las soldaduras adicionales en el mismo circuito o sistema debera ser examinado de la corrosin. En ocasiones, las examinaciones de perfil readiogrfico pueden revelar que aparenta ser las imperfecciones en la soldadura. Si las imperfecciones parecidas a las grietas son detectadas mientras el sistema de tuberas de lnea esta en operacin, la inspeccin adicional con ultrasnicos o radiografa de calidad de soldadura puede ser usada para evaluar la magnitud de la imperfeccin. Adems, debera hacerse un esfuerzo para determinar si tales imperfecciones (similares a una grieta) son de la fabricacin de las soldaduras originales o pueden ser de un mecanismo de ruptura ambiental. La ruptura ambiental deber ser evaluada por el ingeniero de tuberas de lnea. Si las imperfecciones notadas son un resultado de la fabricacin de soldaduras originales, el anlisis de ingeniera o la inspeccin es requerido para evaluar el impacto de la calidad de la soldadura en la integridad de las tuberas de lnea. Este anlisis puede ser uno o ms de los siguientes:

a. Juicio del inspector. b. Juicio del inspector de soldaduras certificado. c. Juicio del Ingeniero en tuberas en lnea. d. Anlisis de adaptacin al servicio de ingeniera.

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

a. Criterios de aceptacin de inspeccin de fabricacin original. b. Extensin, magnitud y orientacin de imperfecciones. c. Extensin del tiempo en servicio. d. La operacin en contra de las condiciones de diseo e. Presencia de esfuerzos de tuberas en lnea secundarios (residuales y trmicos)

f. Potencial de las cargas de fatiga (mecnica y trmica) g. Sistema de tuberas en lnea primario o secundario. h. Potencial de impacto o cargas momentneas. 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 aceptacin de radiografa punteada o aleatoria de la calidad de la soldadura en ASME B 31.3. Estos criterios de aceptacin son con la intencin de aplicar a la nueva construccin de una muestra de soldaduras, no slo 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 renan estos criterios pero an realizarn satisfactoriamente en servicio despus de ser hidroevaluadas. Esto es especialmente verdadero en pequeas conexiones de bifurcacin que son normalmente no examinadas durante la nueva construccin. 3.10 Inspeccin de Juntas Bridadas Las marcas en una muestra representativa de empaques y broches instalados recientemente debera ser examinada para determinar si renen la especificacin del material. Las marcas son identificadas en los estndares ASTM y ASME aplicables. Los broches en cuestin deberan ser verificados o renovados. Los broches deberan extenderse completamente a travs de sus tuercas. Algunas fallas del broche para hacer eso es considerado aceptablemente engranada si la falta de engranajes completos nos es ms que una rosca. Si las bridas instaladas son excesivamente curvadas, sus marcas y grosor deberan ser checados en contra de los requerimientos de la ingeniera antes de la toma de accin correctiva. Los broches de casquete de la vlvula o brida debera ser examinado visualmente por corrosin. Las juntas de casquete de vlvula y bridadas debera ser examinadas por evidencia de filtracin, tales como las manchas, depsitos o goteras. Fugas del proceso movidas a broches de casquetes o bridas pueden resultar en ruptura ambiental o corrosin. Esta examinacin debera incluir estas bridas cubiertas con guardia de salpique y roco o bridas. Las juntas bridadas que han sido grapadas y bombeada con sellantes deberan ser checadas de filtracin en los tornillos. Los broches sujetos a tales filtraciones pueden corroer o romper (ruptura custica, por ejemplo). Si el rebombeado es contemplado, los broches afectados deberan ser renovados primero. Los broches en la instrumentacin que estn sujetos a la presin y/o temperatura del proceso deberan estar incluidos en el alcance de estas examinaciones. Ver prcticas recomendadas del API 574 para las prcticas recomendadas cuando las juntas bridadas son abiertas.

SECCION 4 FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION 4.1 Clases de servicio de tuberas en lnea Todos los sistemas de proceso de tuberas pueden ser categorizados en diferentes clases. Tal sistema de clasificacin permite un esfuerzo de inspeccin extra para ser enfocado a los sistemas de tuberas en lnea que pueden tener las mas altas consecuencias potenciales, si la falla o la prdida del contenido se da. En general, el mayor nmero de sistemas clasificados requiere una mayor inspeccin extensa en intervalos cortos en orden para afirmar su integridad, y una operacin 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 tuberas de lnea de fluidos manipulados grabados, incluyendo sus respectivas clasificaciones. API recomienda la practica 750 y NFPA 704 ya que da informacin que puede ser de gran ayuda para clasificar los sistemas de tubera de lnea 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 tubera en lnea incluye, pero no es necesario limitarlo, esto contiene lo siguiente: a) Servicios flamable que puede auto refrigerarse y liberar a la fractura frgil. b) Servicios de presin que pueden evaporarse rpidamente durante la realizacin,

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 hidrgeno anhdrido e) Acido flourhidrrico f) Tuberas en lnea subacuticas y las tuberas debajo de los trenes subterrneos(

se refiere al departamento de transporte y las regulaciones de guarda costa para la inspeccin de tuberas en la clase 2.

4-1

4.1.2 clase 2 Los servicios no incluidos en otras clases estn en la clase 2. Esta clasificacin incluye la mayora de un proceso nico de tuberas en lnea y desinstalacin las tuberas. Ejemplos tpicos de estos servicios incluyen estos siguientes contenedores. a) Los hidrocarburos instalados que se evaporaran lentamente durante su

realizacin

b) Hidrogeno, gas combustible y gas natural. c) Instalacin de los cidos y custicos fuertes 4.1.3 Clase 3 Los servicios que son flamables, pero no hacen una evaporacin significante cuando ellos se fugan y son localizados en una rea de actividad estn en la clase 3. Servicios que son pontecialmente dainos para el tejido humano, pero estn localizados en reas remotas que pueden ser incluidos en esta clase. Ejemplos de servicio de clase 3 a continuacin. a) Los hidrocarburos instalados que se evaporaran significantemente

durante su realizacin b) Destilacin de productos en lnea y desde el almacenamiento y carga c) Desinstalacin de cidos y custicos 4.2 Inspeccin de intervalos El intervalo entre las tuberas en lnea pueden ser establecidas y mantenidos usando los siguientes criterios. a) los rangos de corrosin y los clculos de vida remanente b) clasificacin de servicio de tuberas en lnea. c) Requerimientos jurisdiccionales aplicables. d) Decisin del inspector, el ingeniero en tuberas en lnea, el ingeniero supervisor

de tuberas en lnea, o un especialista en corrosin, basados en condiciones operadas, previo a la inspeccin histrica, 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 inspeccin para las medidas de espesor y una inspeccin visual externa, y, donde aplique, una inspeccin suplementaria interna. Las medidas de espesor deben ser programada en clculos de no mas de media de la vida remanente determinada por el rango de corrosin indicado en 5.1.1 o en el intervalo mximo sugerido en el cuadro 4, cualquiera es pequeo. La tabla 1 contiene los intervalos de inspeccin mximos recomendados para las tres categoras de servicios de tuberas de lnea descritas en el 4.1. y los intervalos recomendados para puntos de inyeccin y las interfaces S/A. El intervalo de inspeccin deben ser revisados y ajustados como sean necesarios despus dada inspeccin o un cambio significante en las condiciones operantes. Corrosin en general, corrosin localizada picadura, ruptura ambiental , y otras

formas de deterioros deben ser considerados cuando se establece los intervalos de inspeccin. 4.3 Extensin de inspeccin de CUI y externas Las inspecciones externas debe ser conducidas al intervalo mximo enlistado en cuadro 1 usando la agenda en el apndice E. La inspeccin de la corrosin potencial del aislamiento (CUI) debe ser conducido a todos los sistemas de tubera en lnea susceptibles a la lista 3.2.3.1. Para los sistemas, la primera inspeccin CUI en la clase 1 y en la clase 2 deben incluir por lo menos el 50 porciento de todas las reas en espera y el 50 porciento de todas las reas de aislamiento daadas. La examinacin radiografica o aislamiento en la inspeccin visual y el removimiento es normalmente requerido. Otro mtodo NDE que puede ser usado donde puedan ser aplicables. Para los sistemas de clase 3, la examinacin puede incluir por lo menos el 10 porciento de todas las reas en espera y las reas de aislamiento daadas. Cuando el porcentaje de la inspeccin de las reas ha localizado una suspensin, pueden ser examinadas y, donde sern garantizados hasta el 100 porciento debe ser revisado. Los sistemas de tubera en lnea que son conocidos por tener una vida remanente de mas de 10 aos o que son protegidas en contra de la corrosin externa, no necesitan un aislamiento o removimiento para la revisin externa peridica. Como quiera, la condicin deben ser observadas peridicamente 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 tuberas de lnea aislados efectivamente previenen la entrada de

humedad. b) Los sistemas de tubera de lnea criogenicos envueltos c) Los sistemas de tubera de lnea instalados en la caja fra el cual, la atmsfera es presionada con gas inerte. d) Los sistemas de tubera en lnea, en el cual la temperatura estando mantenida, es suficientemente baja o es suficientemente alta para prevenir la presencia de agua. 4.4 Extensin de inspeccin de medidas de espesor Los requerimientos para satisfacer el intervalo de inspeccin, cada inspeccin de medidas de inspeccin 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 tambin pude incluirse en TMLs con la mas

pronta renovacin de fecha como el previo de una inspeccin. La m