228676570 API 510 R4 Codigo de Inspeccion de Recipientea a Presion Españokllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllll

October 3, 2017 | Author: Mariana Elizabeth Leon Ayala | Category: Corrosion, Quality (Business), Design, Pressure, Ultrasound

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API 510: Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes a Presión R4

API 510 INSPECCIÓN, REPARACIÓN, ALTERACIÓN E INTEGRIDAD DE RECIPIENTES A PRESION.

Ing. Rubén E Rollino

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API 510: Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes a Presión R4

INDICE Introducción ........................................................................................................................................ 4 Sección 1 Alcance: .............................................................................................................................. 5 Sección 2 referencias........................................................................................................................... 7 Sección 3: Términos usados:............................................................................................................... 8 Sección 4 Organización de inspección del propietario: .................................................................... 11 Sección 5 Prácticas de Inspección, Examinación y Ensayo de Presión. ........................................... 14 5.1 Plan de inspección:.................................................................................................................. 14 5.1.1 Desarrollo del plan de inspección: ....................................................................................... 14 5.1.2 Contenido mínimo del plan de inspección: .......................................................................... 14 5.1.3 Contenido adicional del plan de inspección: ........................................................................ 15 5.2 Inspección Basada en Riesgo .................................................................................................. 15 5.2.1 Evaluación de Probabilidad.................................................................................................. 15 5.2.2 Evaluación de Consecuencia. ............................................................................................... 16 5.2.3 Documentación. .................................................................................................................. 16 5.3 Preparación de la inspección. .................................................................................................. 16 5.4 Inspección de mecanismos de daño y fallas:........................................................................... 17 5.5 Tipos generales de inspección y vigilancia. ............................................................................ 19 5.5.2 Inspección Interna: ............................................................................................................... 19 5.5.2 Inspección On-Stream: ......................................................................................................... 20 5.5.4 Inspección Externa. .............................................................................................................. 20 5.5.5 Medición de espesores.......................................................................................................... 21 5.5.6 Inspección de CUI. ............................................................................................................... 21 5.6 CML. (Ubicaciones de Monitoreo de Condición)................................................................... 22 5.7 Métodos de monitoreo de condición. ...................................................................................... 23 ....................................................................................................................................................... 23 5.8 Ensayo de Presión ................................................................................................................ 25 5.9 Trazabilidad de materiales. .................................................................................................. 27 5.10 Inspección de soldaduras en servicio............................................................................... 28 5.11 Inspección de soldaduras. ................................................................................................ 28 5.12 Inspección de uniones bridadas. ...................................... ¡Error! Marcador no definido. Sección 6: Frecuencia y Extensión de Inspección......................................................................... 29 6.2 Inspección durante instalación y cambios de servicio............................................................. 29 6.3 RBI ......................................................................................................................................... 30 6.3 Inspección Externa. ................................................................................................................. 30 6.4 Inspección Interna y “On Stream”........................................................................................... 30 6.5.3 Recipientes multizonas.................................................................................................... 32 6.5.4 Dispositivos de alivio de presión. ................................................................................... 33 6.5.5 Sistema de Control de Calidad....................................................................................... 33 6.5.6 Plazos de inspección y ensayo. ..................................................................................... 33 Sección 7: Evaluación de datos de inspección, análisis y registro. ................................................... 35 Determinación de la velocidad de corrosión: ................................................................................ 35 7.2 Determinación de la vida remanente: ...................................................................................... 36

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7.3 Determinación de la MAWP: .................................................................................................. 37 7.3 Evaluación de Aptitud para el servicio de áreas corroídas:..................................................... 38 Sección 8 Reparaciones y Alteraciones: ........................................................................................... 45 8.1.1 Autorización:........................................................................................................................ 45 8.1.2 Aprobación:.......................................................................................................................... 45 8.1.3 Diseño: ................................................................................................................................. 45 7.2 Soldadura:................................................................................................................................ 46 8.1.5 Reparación de defectos:....................................................................................................... 46 8.1.6 Soldadura y Hot Tapping: .................................................................................................... 50 8.1.7 Ensayos No destructivos. .................................................................................................... 55 8.1.8 Inspección de recipientes sometidos a fractura frágil........................................................... 55 8.2 Re-rating.................................................................................................................................. 55 Sección 9: Recipientes de exploración y explotación: ...................................................................... 58 Apéndices. ......................................................................................................................................... 63 Ejercicios y material de consulta....................................................................................................... 67

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Introducción API-510 "Código de inspección de recipientes a presión": Inspección, Rateo, Reparación y Alteración es admitido como una alternativa al NBIC en muchas jurisdicciones. Se aplica a recipientes a presión no sometidos a fuego directo construidos según códigos API/ASME, para líquidos de petróleo y gases, de la industria del petróleo y de procesos químicos. En 1931 fue formado un comité conjunto API/ASME para desarrollar un Código para recipientes a Presión no sometidos a fuego directo. El primer Código API/ASME fue publicado en 1934. Aquel Código contenía una sección 1 referida a Reparación y Alteración. Después de que este Código fue discontinuado en 1956 esta sección 1 fue publicada como documento separado en 1958 y se convirtió en API-510. . Como otros Códigos, cada nueva edición o adenda se convierte en obligatoria seis meses después de su publicación.

GENERAL Este Código contiene las siguientes secciones: Referencias Alcance Definiciones Organización de inspección del propietario. Prácticas de inspección. Inspección y ensayos de recipientes a presión. Reparaciones, Alteraciones y Re-rating. Apéndices.

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Sección 1 Alcance: 1.1 Aplicación General

Indica que el Código es aplicable a recipientes de proceso químico y petróleo. La aplicación del Código está restringida a organizaciones que tienen acceso a organizaciones que emplean o tienen acceso a una Organización de Inspección Autorizada como se define en 3.4 El uso de este Código está restringido a Organizaciones que emplean o tienen acceso a personal de ingeniería e inspección que están técnicamente calificados para mantener, inspeccionar, reparar, alterar y/o re-ratear recipientes a presión. (Excepciones según 1.2) Los Inspectores de Recipientes a Presión, deben estar calificados de acuerdo a lo indicado en este Código. Existen otros Códigos que cubren industrias específicas y aplicaciones generales de servicio general (ASME VI, VIII y XI y el Código de inspección del Nacional Borrad). Este Código, API 510, fue desarrollado por las industrias indicadas arriba para cumplir con sus requerimientos específicos. Se aplica a recipientes construidos de acuerdo a Código API/ASME, ASME VIII, otros códigos reconocidos, a Recipientes no Standard y otros recipientes “no Código” y aprobados de acuerdos a requerimientos jurisdiccionales específicos. Ejemplos de Recipientes no estándar son: 9 Un recipiente construido de acuerdo a un Código reconocido pero que ha perdido su placa de identificación o estampado. 9 Un recipiente no fabricado de acuerdo a un Código reconocido y que cumple con un estándar no reconocidoAplica solo a Recipientes en servicio que han sido inspeccionados por una Agencia de Inspección Autorizada y reparados por una Organización acreditada. No puede utilizarse este Código en contra de requisitos regulatorios. El alcance de este Código excluye algunos recipientes: Recipientes sobre estructuras móviles (Son cubiertos por la sección XII) 1.2 Aplicaciones específicas.

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Los Recipientes para Exploración y Producción pueden ser inspeccionados de acuerdo a las reglas alternativas de la sección 9. Excepto la sección 6 todas las demás secciones de este Código son aplicables a estos recipientes. Lo siguiente está excluido del alcance de este Código: Toda clase de contenedores excluidos por la sección VIII. Recipientes que no superen cierto volumen: 5pie3 (0.141m3) de volumen y 250psi (1723.1kPa) de presión de diseño. 1.5pie3 (0.042m3) de volumen y 600psi (4136.9kPa) de presión de diseño (Ver ap. A) 1.3 Aptitud para el servicio. Este Código reconoce los conceptos para evaluación de degradación en servicio de componentes que retienen presión. API 579 provee procedimientos detallados para la evaluación de mecanismos de degradación específicos que se citan en este Código.

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Sección 2 referencias Incluye referencias a otras normas, Códigos y especificaciones. Las siguientes son ejemplos de ellas.

API P 571 Mecanismos de daño que afecta a equipos fijos de refinerías.

API P 572 Recomendaciones para inspección detallada de recipientes a presión

API RP-576 Inspección de válvulas de alivio

API RP-578 Programa de verificación de materiales. (sistemas aleados nuevos y existentes)

API RP 579 Aptitud para el servicio.

API RP 580 Inspección Basada en Riesgo.

API RP 581 Inspección Basada en Riesgo- Documento Base.

API RP 582 Práctica recomendada y lineamientos suplementarios para soldadura en la industria química, del petróleo y gas.

API Publ 2201 Hot taps de equipos en servicio

API 510 Cuerpo de conocimientos para examinación para certificación de inspectores

ASME BPVC Secciones V, VIII Div. 1 y 2 y IX.

PCC-1

NBIC

NACE RP 0472 (Prevención de figuración ambiental de soldaduras de Aº Cº en ambiente corrosivo de la industria de refinado de petróleo)

NACE MR 0103 (Materiales resistentes a fisuración bajo esfuerzos por sulfuros en ambiente corrosivo de la industria de refinado de petróleo)

ASNT: CP 189: (Estándar para Calificación y Certificación de personal de END)

SNT-TC-1A: (Calificación y certificación de personal de END)

OSHA 29 CFR Parte 1910:

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Sección 3: Términos usados: “Agencia de Inspección Autorizada” Alguna de las siguientes organizaciones puede emplear a un inspector autorizado. Jurisdicción. Compañías de Seguro autorizada o licenciada que emite pólizas de tanques. La organización del operador que mantiene una organización de inspección solo para sus instalaciones. Una organización o individuo independiente bajo contrato con el operador.

“Aptitud para el servicio” Metodología por medio de la cual los defectos y condiciones de una estructura son evaluados para determinar la integridad de un equipo para continuar en servicio.

“Alteración” es un cambio físico o rerating de un componente que tiene implicancia sobre el diseño y capacidad de retención de presión más allá de lo indicado en el “Data Report” No se considera alteración el reemplazo de una parte por otra similar (duplicado) el agregado de conexiones iguales a las existentes en la misma zona y el agregado de conexiones que no requieren refuerzo. “Código de Construcción” El Código o Estándar con que fue construido originalmente el Recipiente (Ej. ASME, API/ASME)

“Código de Inspección” Nombre resumido para mencionar a API 510

“Deposición Controlada de Soldadura” Técnica para obtener tamaño refinado de grano controlado y revenido de la Zona Afectada por el Calor de las pasadas anteriores y material base. (Ejemplo pasada de revenido y técnica de media pasada)

“END”

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Ensayos No Destructivos. Examinación No Destructiva.

“Examinador” Una persona que asiste al Inspector para realizar END al recipiente pero que no evalúa los resultados de acuerdo a API 510 a menos que esté específicamente entrenado y autorizado por el propietario o usuario. Ver calificaciones requeridas en API 510.

“Evaluación de defectos” refiere a la evaluación de si los defectos detectados durante la inspección son aceptables o no. “Ingeniero de Recipientes a Presión” Una o más personas de una organización aceptable para el propietario/operador con conocimientos y experiencia en disciplinas de ingeniería asociadas con la evaluación de materiales y características mecánicas que afectan la integridad y disponibilidad de tanques. Puede actuar mediante consultoría con otros especialistas de forma de cubrir el espectro completo.

“Inspección” Las reglas referidas a inspección son aquellas que dictan frecuencias mínimas de inspección y su alcance y los métodos de inspección y evaluación de resultados. “Inspector” Refiere al inspector autorizado.

“Máxima Presión de Trabajo Admisible: MAWP” Es la máxima presión manométrica permitida en la parte superior del recipiente en su posición de operación y a la temperatura de diseño. Es calculada en base al mínimo espesor de la zona más crítica (o promedio de picaduras), excluyendo sobreespesor para corrosión futura y otras cargas.

“Espesor requerido” Espesor requerido para cada parte del cuerpo. Calculado en base a Presión, Temperatura y otras cargas. Alternativamente puede determinarse utilizando FFS según API RP 579.

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“On Stream Inspection” Inspección utilizada para determinar la aptitud de un recipiente para continuar en servicio. El recipiente no ha sido preparado para inspección interna y puede estar o no en servicio mientras se realiza la inspección (esencialmente desde el exterior). Se aplica END.

“Recipiente a Presión” Contenedor diseñado para contener presión exterior o interior. Incluye generadores de vapor no sometidos a fuego y otros generadores de vapor que utilizan calor de fuentes de proceso u otras fuentes externas. (Ver Sección 1 y Apéndice A de API 510 para límites específicos)

“Organización de Reparación” Aplica a alguno de lo siguiente:

Poseedor de estampa ASME aplicable (ej. U) o estampa R de NB.

Un propietario o usuario que repara sus propios recipientes a presión de acuerdo a este Código de inspección.

Un contratista que posee calificaciones aceptables para el propietario o usuario y repara recipientes a presión de acuerdo a este Código de inspección.

Una Organización o individuo autorizado por una Jurisdicción legal

“Reparación” Es una actividad realizada para restaurar un recipiente degradado de forma tal de devolverle su capacidad de acuerdo al diseño original.

“Rerating” Un cambio en el rango de temperatura, MAWP o ambos. “Temperatura de Transición” Temperatura a la cual la fractura de un material cambia de frágil a dúctil.

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Sección 4 Organización de inspección del propietario: El Propietario/ Usuario debe ejercer control sobre:

Programa de inspección de Recipientes a Presión;

Frecuencias de inspección;

Mantenimiento.

El Propietario/ Usuario es responsable por la función de una Agencia Autorizada de Inspección. La Organización de Inspección del Propietario debe controlar las actividades referidas a:

Inspección de mantenimiento;

Re-rating;

Reparación y

Alteración.

Responsabilidades de la Organización del Propietario/Usuario: Es responsable por: Desarrollar, Implementar, Ejecutar y Evaluar el Sistema y procedimientos de inspección de recipientes de acuerdo a este Código.

El Sistema y Procedimientos deben estar documentados en un Manual de Inspección de Garantía de Calidad y debe contener:

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Organización y registros.

Documentación y registros de resultados de inspección y ensayos;

Acciones correctivas;

Auditorias internas;

Revisión y aprobación de planos, alteraciones y rerating;

Asegurar que todos los requisitos jurisdiccionales, están contenidos;

Información al Inspector Autorizado de todo cambio de proceso que pueda afectar a la integridad del recipiente

Requerimientos de entrenamiento de personal referidos a herramientas, técnicas y conocimientos de inspección;

Controles para asegurar que solo soldadores y procedimientos calificados sean utilizados,

Controles para asegurar que solo materiales de acuerdo a los requisitos del Código sean utilizados,

Control de equipos de medición y ensayos;

Control para asegurar que las organizaciones de inspección, reparación o alteración, cumplen los mismos requerimientos que la organización del propietario/usuario.

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

cálculos y diseño de reparaciones,

Ingeniero Responsable ante el dueño por las actividades que involucren diseño, revisión de ingeniería, análisis o evaluación de recipientes a presión y dispositivos de alivio. Organización de reparación. Es responsable ante el Propietario/Usuario por asegurar que se emplean materiales, equipamiento, control de calidad y técnicas para mantener y reparar recipientes de acuerdo a los requerimientos de API 510. Inspector.

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Es responsable ante el Propietario/Usuario por asegurar que los requerimientos de inspección, examinación y ensayos de API 510 son cumplidos. Debe estar involucrado directamente en las actividades de inspección pero puede ser asistido por otros individuos entrenados y calificados que no son inspectores, por ejemplo examinadores de END. Sin embargo todos los resultados de END deben ser evaluados y aceptados por el inspector. Debe estar certificado de acuerdo a los requerimientos del apéndice B. Examinador. Realiza los END de acuerdo a los requerimientos establecidos. No requiere estar certificado como inspector y tampoco ser empleado del dueño. Debe estar entrenado y ser competente en las técnicas de END que aplica. El dueño puede solicitar prueba de competencia o certificación en las técnicas que aplica. Ejemplos de certificaciones que pueden ser requeridas son: ASNT SNT-TC-1A, CP 189 y CWI de AWS. Otro personal. Personal de Operación, Mantenimiento u otro, que tiene conocimientos especiales sobre recipientes específicos y que pueden alertar al inspector sobre condiciones de operación inusuales.

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Sección 5 Prácticas de Inspección, Examinación y Ensayo de Presión. 5.1 Plan de inspección: Debe establecerse un Plan de Inspección para todos los recipientes y dispositivos de alivio de presión alcanzados por este código.

5.1.1 Desarrollo del plan de inspección: El Plan de inspección debe ser desarrollado por el inspector o el ingeniero. Debe consultarse a un especialista en corrosión cuando se requiere determinar mecanismos de daño y las ubicaciones específicas donde estas pueden ocurrir y cuando las temperaturas de operación superan los 750ºF (400ºC). El plan de inspección es realizado en base a diferentes fuentes de datos y deben evaluarse daños presentes y potenciales. Los métodos de END a aplicar deben ser evaluados para asegurar que son efectivos para detectar el daño y su severidad. Los intervalos de inspección deben programarse teniendo en cuenta la necesidad de determinar: a) b) c) d) e)

Tipo de daño. Velocidad de crecimiento del daño. Tolerancia del equipo para el tipo de daño. Probabilidad de la técnica de END para detectar el daño y Máximos intervalos permitidos por los Códigos.

5.1.2 Contenido mínimo del plan de inspección: Debe contener las actividades de inspección y el programa requerido para monitorear los mecanismos de daño y asegurar la integridad mecánica del equipo incluyendo los dispositivos de seguridad. Debe contener: a) b) c) d) e)

Tipo de inspección requerida. (ejemplo interna, externa) Identificar fecha de próxima inspección para cada tipo de inspección. Describir la inspección y técnicas de END. Definir la extensión y ubicación de la inspección y END. Definir requisitos de preparación superficial para inspección y END.

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f) Describir requerimientos de ensayo de presión, si es aplicable. (tipo, presión, duración) g) Describir cualquier reparación que sea requerida. Pueden utilizarse planes de inspección genéricos basados en las prácticas y estándares de la industria y pueden ser un único documento o varios.

5.1.3 Contenido adicional del plan de inspección: También puede contener: a) Descripción de tipos de daño previstos o hallados en el equipo. b) Definición y ubicación del daño y c) Requerimientos especiales para acceso.

5.2 Inspección Basada en Riesgo RBI puede ser utilizado para determinar la frecuencia de inspección y el tipo y alcance de inspecciones futuras. Cuando el propietario decide aplicar RBI debe realizarse una evaluación sistemática de la combinación de las probabilidades de fallas con sus consecuencias de acuerdo a API 580. API 581 detalla una metodología de RBI que contiene todos los elementos claves definidos en API 580 sección 1.1.1. Identificar y evaluar los mecanismos de deterioro, estado del recipiente y la efectividad de las inspecciones pasadas son elementos claves para definir la probabilidad de una falla. Evaluar el proceso, peligros potenciales, daño al ambiente y al equipo son elementos importantes para evaluar la consecuencia de una falla.

5.2.1 Evaluación de Probabilidad. Debería estar de acuerdo con la sección 9 de API 580 y estar basada en todos los mecanismos de daño que razonablemente puedan afectar al recipiente.

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Ejemplo de estos mecanismos de daño son: Pérdida de material exterior e interior por erosión o corrosión generalizada o localizada, todas las formas de fisuración y cualquier otra forma de daño metalúrgico o mecánico (fatiga, fragilización, creep,..). Adicionalmente debe evaluarse la efectividad de las prácticas, herramientas y técnicas de inspección utilizadas. Otros factores a incluir son:

a) Si los materiales de construcción son apropiados para las condiciones de servicio. b) Condiciones de diseño del recipiente, relacionada con las condiciones de operación. c) Si los Códigos aplicados para el diseño son apropiados. d) Efectivididad de los programas de monitoreo de corrosión. e) Calidad del mantenimiento y programas de aseguramiento de calidad y control de calidad. Información de fallas ocurridas en el equipo también es importante.

5.2.2 Evaluación de Consecuencia. La consecuencia de una falla está relacionada con el tipo y cantidad de fluido contenido (incluyendo efectos sobre la salud, ambiente, daños al equipo, parada del proceso,..). Debería estar de acuerdo con la sección 10 de API 580 y tener en cuenta los incidentes potenciales en caso de liberación de fluido y la cantidad y tipo de la potencial liberación (incluyendo explosión, fuego, exposición tóxica,..)

5.2.3 Documentación. . Debería estar de acuerdo con la sección 14 de API 580. La evaluación de RBI debería ser actualizada cada vez que existan modificaciones significativas en el proceso o instalación que puedan afectar la integridad del recipiente.

5.3 Preparación de la inspección.

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Deben adoptarse las precauciones de seguridad necesarias previas al ingreso al recipiente teniendo en cuenta las limitaciones de acceso y los espacios confinados. Las regulaciones OSHA o la legislación aplicable en distintos países deben ser cumplidas. Para una inspección interna el recipiente debería se aislados de las fuentes de presión, líquidos, gases o vapores. El recipiente debe ser aislado, drenado, purgado, limpiado, ventilado y la concentración de oxigeno y gases debe ser medida antes del ingreso. Deben utilizarse los elementos de protección de ojos y otras partes del cuerpo que sean necesarios. El equipamiento utilizado debe satisfacer los requerimientos aplicables al tipo de atmósfera en que serán utilizados. El personal que trabaja alrededor del recipiente debe ser informado de que existe personal dentro del recipiente. El personal que está dentro del recipiente debería ser informado cuando se van a realizar trabajos sobre el exterior del mismo. Antes de realizar las inspecciones requeridas, los inspectores deberían estar familiarizados con los resultados de las inspecciones y reparaciones previas, plan de inspección aplicable y otras inspecciones de servicio. Una vista general de mecanismos de daño y modos de falla, pueden verse en API 571 y 579 apéndice G.

5.4 Inspección de mecanismos de daño y fallas: Mecanismos típicos de daños de recipientes son: a) Pérdida de material local y general. 1. Por sulfuros 2. Oxidación. 3. Corrosión inducida microbiologicamente. 4. Corrosión Galvánica. 5. Corrosión ácida. 6. Corrosión, corrosión-erosión.

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b) Fisuración superficial. 1. Fatiga 2. Corrosión por corrosión bajo esfuerzos. (cáustica) 3. Corrosión por corrosión bajo esfuerzos. (sulfuros) c) Fisuración subsuperficial. 1. Fisuración inducida por hidrógeno. d) Microfisuración. 1. Ataque de hidrógeno a alta temperatura. 2. Creep e) Cambios metalúrgicos 1. Grafitización. 2. Fragilización. f) Ampollado 1. Ampollado por hidrógeno g) Cambios geométricos. 1. Creep y colapso por esfuerzos. 2. Térmicos. h) Cambio de propiedades de materiales. 1. Fractura frágil. La presencia de daños o daños potenciales al recipiente dependen de sus materiales, diseño, construcción y condiciones de operación. El inspector deber estar familiarizado con esto y los mecanismos de daño. Prácticas adicionales de inspección pueden encontrarse en API 572.

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5.5 Tipos generales de inspección y vigilancia. Diferentes tipos de inspección y examinación pueden ser adecuadas, dependiendo de las circunstancias y del recipiente a presión. Estas incluyen: a) b) c) d) e)

Inspección interna. Inspección On-stream. Inspección externa. Medición de espesores. Inspección de corrosión bajo aislación.

La inspección se debe realizar de acuerdo al plan de inspección. La sección 6 trata la frecuencia y la extensión. Las imperfecciones detectadas durante las inspecciones deberían ser caracterizadas, dimensionadas y evaluadas de acuerdo a la sección 7.

5.5.2 Inspección Interna: Debe ser realizada por un inspector y de acuerdo a un plan de inspección. Es realizada desde el interior del recipiente como una forma de verificación “in situ” del estado y existencia de daños en las partes retenedoras de presión y otras partes internas. Uno de los principales objetivos de la inspección interna es detectar deterioros que no pueden ser ubicados desde las “Localizaciones de monitoreo regular externas” (CML`s) Técnicas específicas de END pueden ser requeridas para determinar daños. (WMFT, ACFM, ET, PT, etc.)

API 572 provee información adicional sobre inspecciones. Para recipientes no diseñados para permitir acceso al interior, la inspección debe ser realizada desde aberturas de inspección. Inspección remota puede ser útil. Internos: Puede ser necesario quitar internos para realizar la inspección. No es requerido retirar más internos que lo necesario para realizar una inspección adecuada. La inspección de internos y otras partes no retenedoras de presión puede ser ejecutada por personal de operación. Depósitos y revestimientos: El inspector debe consultar con un especialista para decidir si es necesario retirarlos para realizar la inspección.

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5.5.2 Inspección On-Stream: Puede ser requerida por un plan de inspección. Debe ser ejecutada por un inspector o un examinador. Si la realiza un examinador, debe ser autorizada y aprobada por un inspector. Cuando se realiza en las zonas retenedoras de presión, debe ser diseñada para detectar los daños previstos en el plan de inspección. Puede incluir diversas técnicas de END para detectar diferentes tipos de daño. Están limitadas a aquellas que puedan detectar los daños desde el exterior y bajo las condiciones del recipiente (ejemplo: Alta temperatura). La medición de espesores desde el exterior puede ser parte de una inspección on-stream. Bajo ciertas condiciones puede ser utilizada en lugar de la inspección interna y puede realizarse con el recipiente presurizado o despresurizado.

5.5.4 Inspección Externa. Normalmente es realizada por el inspector pero puede ser realizada por otro personal calificado si esto es aceptable para el inspector. En este caso la persona que realice inspección externa de acuerdo a API 510 debe ser calificada mediante entrenamiento adecuado. La inspección debe determinar la condición de la superficie exterior del recipiente, aislación, pintura, revestimiento, puntos calientes, evidencia de fugas, vibración, estado de soldaduras, refuerzos y soportes, posibilidad de expansión y alineación general del recipiente sobre sus soportes. Todo signo de pérdidas debe ser investigado. Los agujeros testigo de placas de refuerzo deberían quedar abiertos para evidenciar fugas y no permitir presurización de la cámara entre refuerzo y recipiente. Debe verificarse también la existencia de signos de deformación y ampollado. También debe investigarse cualquier evidencia de pérdidas de tal forma de poder establecer su origen. API 572 provee información adicional sobre inspecciones.

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Los recipientes enterrados deben ser inspeccionados para determinar su condición externa. La frecuencia de inspección debe ser determinada tomando en consideración la velocidad de corrosión obtenida por alguno de los siguientes métodos: a. Durante el mantenimiento de tuberías o instalaciones adyacentes. b. De la velocidad de corrosión en el mismo período de probetas testigo de material equivalente y similarmente enterradas. c. De inspecciones realizadas a partes representativas del mismo recipiente. d. De un recipiente en circunstancias similares

5.5.5 Medición de espesores. Mediciones de espesor son tomadas para verificar el espesor de las partes del recipiente. Estos datos son utilizados para determinar la velocidad de corrosión y la vida remanente. Las mediciones pueden ser realizadas por el inspector o un examinador. Las mediciones pueden ser efectuadas con el recipiente en operación o no. El inspector debería consultar con un especialista en corrosión cuando la velocidad de corrosión de corto plazo varía sustancialmente. Respuestas para un aumento de velocidad de corrosión pueden incluir: mediciones de espesor adicionales, escaneo ultrasónico, monitoreo de la corrosividad del proceso y adaptación del plan de inspección. El propietario/usuario es responsable por asegurar que los individuos que realizan medición de espesor estén entrenados y calificados con el procedimiento aplicable.

5.5.6 Inspección de CUI. Rango de temperaturas susceptibles: Recipientes con aislación exterior, servicio intermitente y rango de operación entre: 10ºF (-12ºC) a 350ºF (175ºC) para aceros al carbono y baja aleación. 140ºF (10ºC) a 400ºF (205ºC) para aceros austeníticos.

Localizaciones comunes en sistemas susceptibles a CUI.

Penetraciones a la aislación.

Soportes colgantes y otros tipos de soportes.

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API 510: Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes a Presión R4

Válvulas y accesorios. (aislación de perfil irregular)

Zapatas roscadas.

Terminación de aislación en bridas y otros componentes.

Aislación dañada o faltante.

Otras áreas que tiendan a atrapar vapor.

Remoción de aislación. Aun en zonas donde la aislación se muestra en buen estado puede estar ocurriendo CUI. La inspección de CUI puede requerir quitar partes de la aislación. Si no hay razón para sospechar daños no hay razón para quitar aislación. Consideraciones a tener en cuenta para quitar aislación, incluyen:

Historial de CUI del recipiente o equipos comparables.

Condición visual externa de aislación y cubierta.

Evidencia de fugas de fluido.

Intermitencia en el servicio.

Condición y antigüedad del sistema de protección superficial.

5.6 CML. (Ubicaciones de Monitoreo de Condición) Son zonas del recipiente a presión en las que se realiza examinación periódica para determinar la existencia de daño y su velocidad de crecimiento. El tipo de CML y su ubicación, debe considerar el potencial de corrosión localizada y otros daños indicados en 5.4. Ejemplos de CML incluyen zonas para medición de espesores, examinación de SCC y ataque de hidrógeno a alta temperatura. Cada recipiente debe ser examinado por una cantidad representativa de CML para satisfacer los requerimientos de inspección interna u on-stream. Por ejemplo deberían ser medidos los espesores de todos los componentes mayores del

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recipiente (cuerpo, cabezales, secciones cónicas) y muestras representativas de conexiones. La velocidad de corrosión, vida remanente y plazos para próxima inspección deberían ser calculados. Recipientes con alta consecuencia en caso de falla y recipientes con alta velocidad de corrosión, velocidad de corrosión localizado y alto grado de daño por otros mecanismos deberían tener mayor cantidad de CML. El espesor mínimo en cada CML debe ser localizado por UT o RX. Técnicas electromagnéticas pueden ser usadas para localizar áreas delgadas y su espesor debe ser confirmado por UT o RX. Adicionalmente en áreas de corrosión localizada es importante que se apliquen métodos de escaneo como perfil radiográfico, escaneo ultrasónico u otra técnica adecuada que revele el alcance y extensión del área afectada. El menor espesor o un promedio de las mediciones de cada CML deben ser registrados. La ubicación de los CML y puntos de medición deben ser registrados (el. Marcados sobre planos o sobre el recipiente). La repetición de mediciones en las mismas ubicaciones mejora la certeza en el cálculo de velocidad de daño.

5.7 Métodos de monitoreo de condición. . El método de examinación debe ser apto para detectar el tipo de daño buscado. Partículas magnéticas. (MT), para fisuras y otros defectos alargados en la superficie de recipientes construidos con materiales ferromagnéticos (ASME V artículo 7) Líquidos Penetrantes (PT) para fisuras, poros y otros defectos abiertos a la superficie (ASME V artículo 6) Radiografía (RT), para detección de imperfecciones internas como escorias, fisuras, espesores y otros defectos. (ASME V artículo 2)

porosidad,

Ultrasonido (UT), medición de espesores y detección de defectos como fisuras internas y superficiales, pérdidas de material y defectos alargados. (ASME V artículos 4, 5 y 23.) Corrientes parásitas (ET), detección de pérdidas de material localizadas, fisuras y otros defectos alargados. (ASME V artículo 8) Emisión acústica: Detección de defectos estructurales mayores. (ASME V artículo 12)

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Metalografía: Identificación de cambios metalográficos. Termografía: Medición de temperatura en componentes, puntos calientes, fallas en aislación. Ensayo de presión: Detección de defectos a través del espesor. (ASME V artículo 10)

Calificación de examinadores y Técnicas de medición: El propietario/usuario examinadores.

debe

definir

las

calificaciones

requeridas

para

los

Las mediciones pueden ser obtenidas como sigue: Cualquier técnica de END apta puede ser utilizada para medición de espesores, tales como Ultrasonido o Radiografía. Cuando un método provoca incertidumbre puede aplicarse otro o suplementarse con otro. Por ejemplo Ultrasonido escaneo A, B ó C. Perfil de radiografía también puede emplearse. La profundidad de la corrosión puede ser investigada desde áreas no corroídas. La medición de espesores con UT normalmente es lo que brinda mayor certeza. Escaneo ultrasónico o perfil radiográfico se recomiendan cuando hay corrosión localizada o el espesor remanente se aproxima al mínimo requerido. Procedimientos correctivos deberían aplicarse cuando la temperatura pueda afectar la certeza de la medición (ej. tº > 65ºC) Factores que pueden influir en la disminución de precisión en las mediciones por UT, pueden ser: o o o o o o o o

Calibración inapropiada. Pintura o cascarillas. Excesiva rugosidad superficial. Oscilación de la sonda/palpador. (En superficies curvas) Imperfecciones subsuperficiales (laminaciones) Efectos de temperatura. Espesores menores a 1/8in (3.2mm) (en medidores digitales típicos) Patrón de corrosión no uniforme que dificulta detectar el menor espesor.

Es importante que la medición del menor espesor pueda ser repetida en la ubicación más cercana posible.

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Dispositivos para medición de profundidad de picaduras también pueden ser útiles para determinar la pérdida de material.

5.8 Ensayo de Presión Ensayo de presión normalmente no es requerido como parte de la inspección de rutina. Se aplica después de reparaciones y alteraciones si el inspector lo considera necesario. Alternativas al ensayo de presión se indican en 5.8.7. Básicamente aplica para el recipiente completo, sin embargo en caso de que sea posible puede realizarse sobre zonas particulares (ejemplo conexiones nuevas). Un ingeniero en recipientes debería ser consultado cuando el ensayo se aplica para determinar si el recipiente es apto para un servicio determinado. El ensayo de presión debe estar de acuerdo con el Código de diseño. Para recipientes de acuerdo a ASME VIII Div. 1 aplica lo siguiente: Presión de Prueba= 1,5*MAWP*(Stº de ensayo/Stº de diseño) (Para edición anterior a 1999) Presión de Prueba= 1,3*MAWP*(Stº de ensayo/Stº de diseño) (Para edición 1999 y posterior y casos código 2278 y 2290) Por seguridad para el personal la inspección visual del recipiente no deberías ser realizada hasta que el recipiente esté a una presión igual o menor que la MAWP. Si la presión de ensayo superará la menor presión de calibración de las o las válvulas de alivio de presión, estas deberían ser retiradas. Como alternativa a retirar las válvulas pueden aplicarse dispositivos para mantener los discos de cierre de las válvulas. No es recomendado aplicar más carga a los resortes. Otros dispositivos como discos de ruptura, indicadores de vidrio, juntas de expansión y otros que no pueden soportar la presión de ensayo deben ser retirados o aislados. Una vez finalizado el ensayo de presión los dispositivos retirados o acondicionados deben ser reinstalados o reactivados.

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Prueba hidrostática. Debe verificarse que el recipiente pueda soportar el peso del agua. Recipientes acero inoxidable que contengan accesorios serie 300 o mayor, deberían ensayarse utilizando con agua potable (250ppm máx. de cloruros) o condensado de vapor. Luego del ensayo deberían drenarse, con puntos de venteo abiertos en las partes más alta del sistema, y secarse mediante soplado con aire u otro medio. Si no puede utilizarse agua potable o no puede drenarse y secarse inmediatamente después del ensayo debe utilizarse agua con bajo contenido de cloruros (pH> 10) e inhibidor para disminuir la probabilidad de picaduras y corrosión microbiológica inducida. En aceros inoxidables austeniticos sujetos a fisuración por corrosión bajo tensiones politonica, debería considerarse el uso de una solución de agua alcalina para el ensayo de presión. (Ver NACE RP 0170) Prueba Neumática. Ensayo neumático o combinación con hidroneumático puede ser realizado en lugar del hidrostático en caso de que este no sea practicable por razones de peso, temperatura, revestimientos o limitaciones estructurales o proceso. El potencial de riesgo sobre el personal y los riesgos del ensayo neumático deben ser considerados por el inspector o un ingeniero. Como mínimo deben aplicarse las precauciones contenidas en el Código ASME. Temperatura de ensayo y consideraciones de fractura frágil. A temperatura ambiente los aceros al carbono y de baja aleación pueden ser susceptibles a fractura frágil. Numerosas fallas debidas a fractura frágil han sido denunciadas en recipientes a temperaturas más bajas que su temperatura de transición frágil y a presiones mayores que el 20% de la requerida para ensayo de presión. Muchas fallas han ocurrido durante la primera aplicación de esfuerzos (primer ensayo de presión o carga). El potencial de fractura frágil debería ser evaluado antes de realizar una prueba hidrostática y especialmente antes de una neumática debido a la energía potencial involucrada.

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Especial atención hay que poner en el ensayo de aceros de baja aleación, especialmente 2 ¼ Cr, debido a que pueden ser propensos a fractura frágil. Para minimizar el riesgo de fractura frágil, la temperatura durante el ensayo debería ser mantenida al menos 30ºF (17ºC) por encima de la MDMT en recipientes de espesor mayor a 2in (50mm) y 10ºF (6ºC) por encima de la MDMT en recipientes de 2 pulgada de espesor y menores. La temperatura de ensayo no debe exceder los 120ºF (50ºC). Para temperaturas menores o mayores a las indicadas deben poseerse información sobre las características del material del recipiente. Alternativas a la prueba de presión. Técnicas apropiadas de END deben ser especificadas y realizadas cuando no se realiza ensayo de presión después de reparaciones o alteraciones mayores. La sustitución del ensayo de presión por END puede ser realizado únicamente con la aprobación del ingeniero en recipientes y del inspector. Cuando se aplica UT en lugar de RX, el propietario/usuario deberá especificar la calificación requerida para los examinadores.

5.9 Trazabilidad de materiales. Durante las reparaciones o alteraciones de sistemas de recipientes aleados requeridos para resistir presión, el inspector debe verificar que los nuevos materiales instalados sean consistentes con los de diseño y construcción. El programa de verificación debería ser consistente con API RP 578. Utilizando procedimientos de evaluación de riesgos el propietario/usuario puede realizar esta evaluación por verificación 100%, ensayo PMI en ciertas localizaciones o por muestreo en un cierto porcentaje de los materiales. Si un recipiente puede fallar por la utilización de materiales inapropiados, el inspector puede considerar la necesidad de investigar los materiales existentes en la tubería.

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Un programa de verificación de materiales de acuerdo a API RP 578 puede incluir procedimientos para priorización y riesgos.

5.10

Inspección de soldaduras en servicio.

Inspección de soldaduras es normalmente asociada con la construcción, reparaciones y alteraciones. La soldadura y su zona afectada por el calor son sometidas a inspección en servicio, para verificar corrosión y figuración inducida en servicio. Defectos del tipo fisura deben ser evaluadas por un ingeniero (API 579, parte 9 contiene procedimientos) y/o un especialista en corrosión.

5.11

Inspección de Uniones bridadas.

Las juntas bridadas deben ser investigadas para detectar fugas. Debe incluirse en la verificación las uniones que están tapadas por cubiertas y las que contienen sellador. Las bridas accesibles también deben ser investigadas para verificar distorsión. Cuando se observa que la corrosión o figuración ataca preferentemente a soldaduras, debe seleccionarse una cantidad adicional de soldaduras para inspección. API 577 contiene guías adicionales para inspección. Durante las reparaciones o alteraciones de sistemas de tuberías de materiales aleados requeridos

La identificación de la marcación de una muestra representativa de bridas y pernos debe ser realizada para verificar si son adecuados. ASME PCC-1 provee guías adicionales para inspección.

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Sección 6: Frecuencia y Extensión de Inspección. Para asegurar la integridad del recipiente, todas sus partes y dispositivos de alivio de presión deben ser inspeccionados con una frecuencia de acuerdo a lo indicado en esta sección. La inspección debe proveer la información necesaria para determinar que todas las partes esenciales del recipiente están en condiciones seguras de operar hasta la próxima inspección. El riesgo de parada y arranque y la posibilidad de aumentar la corrosión de las partes expuestas al aire o humedad deberían ser evaluados al planificar una inspección interna.

6.2 Inspección durante instalación y cambios de servicio. Instalación: Los recipientes deben ser inspeccionados por un inspector al momento de instalación. El propósito es determinar que el equipo está en condiciones seguras para operación e iniciar los registros de inspección (incluyendo espesores y determinación de CML). La inspección mínima incluye:

Verificar que la información de la placa de identificación es correcta de acuerdo al data report y datos de diseño. Verificar que el equipo ha sido instalado correctamente. (soportes, escaleras, plataformas, aislación, conexiones bridadas y otras conexiones mecánicas, limpieza) Verificar que los dispositivos de alivio de presión conforman los requerimientos de diseño (tipo de dispositivo y calibración de presión de apertura) y que han sido instalados correctamente.

Cambio de servicio. Si las condiciones de servicio cambian, (proceso, contenido, máxima presión, máxima o mínima temperatura) deben establecerse plazos para inspección acordes con el nuevo servicio. Si cambia la ubicación del recipiente y el propietario, el recipiente debe ser inspeccionado interna y externamente antes de ser reutilizado y deben considerarse además las nuevas condiciones de servicio.

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6.3 RBI Una evaluación de inspección basada en riesgo puede utilizarse para establecer plazos para inspección interna, on stream y/o externa. También puede permitir ampliar los plazos fijados en 6.4 y 6.5 e incluso el plazo de 10 años y el de la mitad de la vida remanente y también el de 5 años para inspección externa. Cuando se utiliza RBI para ampliar los plazos de 10 años entre inspecciones interna u on-stream, la evaluación de RBI debe ser revisada y aprobada por un ingeniero en recipientes en plazos que no superen los 10 años o menores si la condición del equipo lo requiere. Además la evaluación de RBI, debe contener una evaluación del historial previo y la posibilidad de falla de los dispositivos de alivio de presión.

6.3 Inspección Externa. Cada recipiente sobre nivel debería ser inspeccionado externamente al menos cada 5 años o con la misma frecuencia que se requiera para la inspección interior u “on stream” (lo que sea menor).

6.4 Inspección Interna y “On Stream”. Plazo entre inspecciones. El período entre Inspección Interna u “On Stream” no debe exceder la mitad de la vida remanente de operación segura o 10 años lo que sea menor. En el caso de que la vida remanente de operación segura sea menor a cuatro años la inspección puede realizarse en periodos que no excedan 2 años. Para recipientes con servicio discontinuo que son aislados del fluido de proceso de tal forma que no están expuestos a ambiente corrosivo (Por ejemplo inertizados) los 10 años se refieren a 10 años expuestos a servicio, siempre que cuando están fuera de servicio se aíslen del fluido de servicio y no estén expuesto a corrosión interna (ejemplo por inertizado o llenados con productos no corrosivos).

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Para recipientes que no están adecuadamente protegidos contra la corrosión interior mientras no están en servicio pueden sufrir corrosión significativa y por esto debe estudiarse el caso cuidadosamente al establecer plazos para futuras inspecciones. Un método alternativo para el cálculo de plazos de inspección es la determinación de la MAWP proyectada de cada recipiente como se indica en 7.3. Este procedimiento puede ser iterativo, involucrando la selección de un plazo de inspección, la determinación de la pérdida de espesor en ese plazo y calculo de MAWP. El plazo de inspección debe estar entre el máximo y mínimo permitido y la MAWP proyectada para el componente limitante no debe ser menor que la indicada en la placa de identificación o la MAWP "rerateada" más la presión aplicable por altura de columna estática. A menos que se aplique RBI el máximo plazo de inspección por este método es 10 años. Inspección On-stream. A criterio del inspector autorizado en recipientes a presión la inspección “On Stream” puede sustituir a la inspección interior en los siguientes casos:

Cuando la configuración del recipiente hace imposible el acceso a su interior.

Cuando el ingreso al equipo es posible y todas las siguientes condiciones se cumplen.

La velocidad de corrosión es conocida e inferior a 0.005in (0.125mm) por año,

La vida remanente estimada es mayor a 10años,

Carácter no corrosivo del contenido fue establecido por al menos 5 años de experiencia operativa en servicios comparables.

Ninguna evidencia cuestionable en inspección externa

Temperatura de operación no excede la temperatura mínima del rango de ruptura creep del material (Ej. Aceros a carbono al menos 371ºC) (Aceros aleados es >)

Se considera que el recipiente no está sometido a fisuración por el ambiente ni daño por hidrógeno.

El recipiente no posee un revestimiento no fijado integralmente.

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Si los requerimientos indicados arriba en b. no se cumplen la próxima inspección programada debe ser una inspección interior. (Alternativamente puede aplicarse onstream basado en RBI) Cuando un recipiente es inspeccionado internamente, los resultados actuales de la inspección pueden utilizarse para determinar si puede aplicarse “On Stream Inspection” en lugar de inspección interna en recipientes similares y con condiciones de operación equivalentes. Cuando se realiza una “On Stream Inspection” en lugar de inspección interna, la extensión de END debe ser establecida en un plan de inspección y puede incluir Ultrasonido, o radiografía u otro método de END apropiado para medir espesor de metal y/o evaluar la integridad del metal y soldaduras. Si se lleva a cabo una “On Stream Inspection” en lugar de inspección interna el inspector autorizado en recipientes a presión debe tener adecuado acceso a todas las partes del recipiente (Cuerpo, cabezales y conexiones) de forma de que se pueda tener certeza en que la evaluación del recipiente puede ser realizada. Una cantidad representativa de medición de espesores debe ser realizada. Los espesores de todas las partes importantes (cuerpo, cabezales, transiciones cónicas, muestras de conexiones) deberían ser medidos y registrados y la vida remanente y periodo para próxima inspección para la parte más crítica deberían ser calculadas.

La cantidad y ubicaciones a realizar deberían basarse en los resultados de inspecciones anteriores si están disponibles y las consecuencias de una eventual pérdida de capacidad de retención de presión. Las mediciones de espesor en las “Localizaciones de medición de espesores” (TML) tienen la intención de determinar la velocidad de corrosión generalizada y localizada en diferentes zonas del recipiente. Una cantidad pequeña de CML es aceptable cuando la velocidad de corrosión establecida es baja y no localizada.

6.5.3 Recipientes multizonas. Para grandes recipientes con dos o más zonas con velocidad de corrosión diferentes, puede tratase cada zona en forma independiente para la determinación de plazos de inspección. Cada zona debe ser inspeccionada en el intervalo de inspección de la zona aplicable.

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6.5.4 Dispositivos de alivio de presión. Estos dispositivos deben ser mantenidos y reparados por organizaciones con experiencia en el mantenimiento y reparación de válvulas. Deberían ser inspeccionados, ensayados y mantenidos siguiendo los lineamientos de API 576.

6.5.5 Sistema de Control de Calidad. Cada organización de reparación debe tener un sistema de control de calidad documentado. Como mínimo debe incluir lo siguiente:

Título, página. Estado de revisión. Tabla de contenido. Declaración de autoridad y responsabilidad. Organización. Alcance de los trabajos. Control de especificaciones y planos. Requerimientos para control de materiales y partes. Programa de inspección y reparación. Requerimientos para soldadura, tratamiento térmico y END. Requerimientos para ensayo de válvulas, calibración, ensayo de fugas y sellado. Ejemplo general de placa de identificación de reparación de válvulas. Calibración de equipos de medición y ensayo. Requerimientos para actualización y distribución controlada de copias del manual. Ejemplos de formularios. Entrenamiento y calificación del personal de reparación. No conformidades.

Cada organización de reparación debe tener un programa documentado de entrenamiento que asegure que el personal de reparación es calificado de acuerdo a los requerimientos establecidos. 6.5.6 Plazos de inspección y ensayo. Los dispositivos de alivio de presión deben ser inspeccionados a intervalos suficientes para asegurar que los dispositivos son confiables en las condiciones especiales de operación. Los intervalos de inspección deben ser determinados por el inspector, ingeniero u otro personal calificado de acuerdo al programa de calidad del usuario. A menos que este basado en una evaluación de RBI los intervalos entre inspecciones no deben ser mayores a:

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5 años para servicios típicos. 10 años para servicios limpios y no corrosivos.

Si algún registro indica que un dispositivo de alivio evidenció daños o estaba trabado en la última inspección el período entre inspecciones debería ser reducido. Debería hacerse una revisión y poner suficiente esfuerzo para determinar las causas del mal funcionamiento.

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Sección 7: Evaluación de datos de inspección, análisis y registro. Determinación de la velocidad de corrosión: Recipientes existentes. Velocidad de corrosión es determinada como la diferencia de dos mediciones de espesor (en la misma zona) dividida por el tiempo transcurrido entre las dos mediciones. El uso más adecuado de velocidad de corrosión de corto o largo plazo debe ser determinado por el inspector. Las velocidades de corrosión de corto (ST) y largo plazo (LT) pueden calcularse con las siguientes fórmulas.

Velocidaddecorrosión( LT ) =

t (inicial ) − t (actual ) tiempo _ entre _ tinicial _ y _ tactual

Velocidaddecorrosión( ST ) =

t ( previo) − t (actual ) tiempo _ entre _ mediciones _ de _ tprevio _ y _ tactual

t(inicial): Espesor medido (pulgada o mm) durante la instalación inicial o durante el desarrollo de un nueva velocidad de corrosión, en la misma CML que tactual. t(previo): Espesor medido (pulgada o mm) durante la inspección previa en la misma CML que tactual. t(actual) =Es el espesor actual medido (pulgada o mm) durante la inspección más reciente, en una CML dada del recipiente.

Las velocidades de corrosión de corto y largo plazo deberían compararse, como parte de la evaluación. El inspector autorizado en consulta con un especialista en corrosión deberá seleccionar la velocidad de corrosión que mejor refleja el proceso actual. En la determinación de la velocidad de corrosión pueden utilizarse datos obtenidos en más de dos veces.

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Cuando hay discrepancia entre las velocidades de corrosión de corto y largo plazo debe consultarse a un ingeniero en recipientes a presión experimentado en corrosión para el uso de esas velocidades de corrosión para el cálculo de vida remanente y próximo plazo de inspección. Recipientes nuevos Para un recipiente nuevo o para un recipiente que cambia de servicio, debe ser determinada por alguno de los siguientes métodos:

Calculada en base a información reunida por el propietario/usuario sobre recipientes y servicios similares.

Si esa información no está disponible el propietario/usuario puede basarse en información publicada por otros propietarios/usuarios para un servicio comparable.

Si la información indicada arriba no está disponible puede calcularse la velocidad de corrosión durante las primeras 1000 horas por medio de mediciones de espesores o uso de de dispositivos de monitoreo de corrosión. Luego de este periodo deben continuarse los controles para asegurar que se ha establecido la velocidad de corrosión correcta.

7.2 Determinación de la vida remanente: La vida remanente puede ser calculada con la siguiente fórmula: Vida remanente (Años) = t (actual) – t (requerido) Velocidad de corrosión

t (actual): Es el espesor actual medido (pulgada o mm) durante la inspección más reciente, en una CML dada del recipiente. t(requerido): Es el espesor requerido (pulgada o mm) en la misma CML que el espesor actual y determinado con las fórmulas de diseño aplicables antes del agregado de sobreespesor de corrosión y tolerancia de fabricación.

Un análisis estadístico puede ser utilizado para el cálculo de la velocidad de corrosión y vida remanente de las secciones del recipiente.

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Esta aproximación estadística puede ser utilizada para la determinación de la velocidad de corrosión y la MAWP y para evaluación del reemplazo de la inspección interna (6.5.2.1.b) o para determinar el intervalo para realizar la inspección interna. Debe prestarse mucha atención para asegurar que los datos que se utilizan en la evaluación estadística reflejan la condición actual del recipiente. La evaluación estadística puede no ser aplicable a recipientes con corrosión localizada significativa y sin un patrón de distribución.

7.3 Determinación de la MAWP: Debe calcularse en base a la última edición del Código o la edición del Código con la cual el recipiente fue construido. La nueva MAWP no debe ser mayor que la original a menos que se realice el rerating basado en el punto 8.2 de API 510. Cálculos pueden ser realizados únicamente si los siguientes puntos esenciales cumplen con los requerimientos aplicables del Código que se utilice:

Diseño de Cuerpo, Cabezales y refuerzos de conexiones.

Especificaciones de materiales.

Esfuerzo máximo admisible,

Eficiencias de juntas soldadas,

Criterios de aceptación y

Requerimientos de servicio cíclico.

Si el recipiente está sometido a servicio corrosivo el espesor a utilizar para el cálculo es el actual menos el doble del espesor que se perderá por corrosión hasta la próxima inspección. (Excepto que se modifique en 6.4) t=tactual – 2*Crate(Iinternal)

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Donde Crate= Velocidad de corrosión gobernante en in(mm)/año. Iinternal = Plazo hasta la próxima inspección en años (interna u on-stream) tactual = Es el espesor actual medido (pulgada o mm) durante la inspección más reciente, en una CML dada del recipiente.

Si el espesor registrado es mayor que el indicado en el data report, esto debe ser confirmado por múltiples mediciones. Deben considerarse otras cargas que puedan ser aplicables de acuerdo al Código ASME.

7.3 Evaluación de Aptitud para el servicio de áreas corroídas: El espesor actual y máxima velocidad de corrosión puede ser ajustado de acuerdo a lo siguiente: Evaluación de áreas adelgazadas localmente: En áreas corroídas de tamaño considerable, y en las cuales gobiernan los esfuerzos circunferenciales, el espesor mínimo del elemento más crítico del área, puede promediarse a lo largo del eje longitudinal en una longitud que no exceda:

Para recipientes con un diámetro interior de 60 in. o menor, la dimensión menor entre 1/2 diámetro o 20in.

Para recipientes con un diámetro interior mayor que 60in., la dimensión menor entre 1/3 del diámetro o 40in.

A lo largo del área adelgazada las mediciones de espesor deberían estar igualmente espaciadas. Para áreas de tamaño considerable múltiples líneas tienen que ser evaluadas para determinar cual longitud tiene el menor promedio de espesor. Si gobiernan los esfuerzos circunferenciales, el promedio debe ser realizado a lo largo de una longitud longitudinal. Si los esfuerzos gobernantes son circunferenciales el promedio debe realizarse a lo largo de una longitud circunferencial (arco).

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Cuando en el área existe una abertura, la distancia desde cualquier lado de la abertura en la cual se promedia el espesor no debe exceder la zona de refuerzo como se define en el Código ASME. Para la determinación de la MAWP (7.2) el espesor actual debe ser entendido como el promedio más crítico. Evaluación de Pitting. Pitting disperso puede ser descartado, teniendo en cuenta que: El espesor remanente debajo de la picadura es mayor que la mitad del espesor requerido. El área de pits sumada no excede los 45cm2, en cualquier círculo de 200mm de diámetro. La suma de sus dimensiones en cualquier línea recta no supera 2in (50mm) en cualquier línea recta dentro del círculo. Método alternativo de evaluación de áreas adelgazadas: Como alternativa para evaluar si un componente con pérdida de espesor es apto para continuar en servicio puede aplicarse el diseño por métodos de análisis contenidos en el apéndice 4 de la Sección VIII, Div. 2 o API 579 apéndice B. Cuando se aplican estos métodos los valores de esfuerzo admisible del Código de construcción original, deben ser reemplazados por “Sm” de la división 2, si el valor de esfuerzo admisible del Código original no excede 2/3 de la tensión/esfuerzo mínimo de fluencia especificada (SMYS). Si las tensiones admisibles del Código original exceden 2/3 de la tensión de fluencia mínima especificada, la máxima tensión admisible a utilizar es 2/3 de la tensión mínima especificada. Cuando se utiliza este método debe consultarse a un profesional de la ingeniería experimentado.

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Ajuste de eficiencia de Junta. Si la corrosión afecta al material del recipiente en zona alejada de soldaduras y la eficiencia de junta es menor que 1.0 puede realizarse un cálculo independiente utilizando una eficiencia apropiada (típicamente 1.0). Para este cálculo se considera soldadura al ancho de la misma más 1in (25mm) ó 2 veces el mínimo espesor a cada lado de la soldadura (lo que sea mayor) Áreas corroídas en cabezales. e. Para el caso de cabezales elipsoidales y torisféricos, se admite hacer diferencia entre el la zona del radio de transición (knuckle) y la parte esférica (dome). El espesor requerido en la zona del radio de transición (knuckle) se calcula con la fórmula correspondiente al tipo de cabezal. El espesor requerido en el domo puede basarse en las fórmulas para cuerpos esféricos. Esto resulta un espesor menor que el requerido para el knuckle. Se puede considerar que el dome es la zona central del cabezal que abarca un circulo con un diámetro igual al 80% del diámetro del recipiente. El radio del “dome” en casquetes torisfericos estándar puede tomarse igual al diámetro del cuerpo del recipiente. (Otros radios son permitidos para cabezales de otras proporciones) Para casquetes elipsoidales el radio esférico equivalente del dome deberá ser K1D, donde “D” es el diámetro interno del recipiente y K1 es dado en Tabla .1.

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h= Altura interna del cabezal medida desde la línea de tangencia con la parte cilíndrica. En muchos cabezales D/2h=2

Evaluación de Aptitud para el servicio: Los componentes que tengan un deterioro tal que vea comprometida su capacidad de soportar la presión y otras cargas, deben ser evaluados para determinar su aptitud para continuar en servicio.

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Métodos como los contenidos en API RP 579 pueden ser aplicados. Las siguientes técnicas de evaluación de API 579, pueden ser aplicadas como una alternativa a las dadas en API 510 punto 5.7.

Evaluación de disminución de espesor generalizada: API 579, .Sección4:.

Evaluación de disminución de espesor localizada: API 579, Sección 5:.

Evaluación de Corrosión por picaduras "Pitting": API 579, Sección 6.

Evaluación de Ampollas y laminaciones: API 579, Sección 7:

En algunos casos puede ser necesario estimar una velocidad de corrosión futura. En estos casos debe aplicarse la metodología dada en la sección 6 de API 510.

Evaluación de desalineación de soldaduras: API 579, Sección 8:

Evaluación de defectos tipo fisuras: API 579, Sección 9.

Evaluación de daños de fuego: API 579, Sección 11.

Determinación del espesor requerido: Debe estar basado en consideraciones de presión, mecánicas y estructurales, utilizando las formulas de diseño apropiadas y los esfuerzos máximos permitidos. En servicios con alta consecuencia potencial en caso de falla, el ingeniero debería considerar incrementar el espesor para prevenir cargas no anticipadas o desconocidas como así también pérdidas de material no conocidas u otras causas.

Evaluación de equipos existentes con mínima documentación. Para recipientes que no tienen placa de identificación, o tienen una mínima cantidad o de documentación de diseño y construcción, o ninguna deben seguirse los siguientes pasos:

Realizar inspección para determinar el estado del recipiente.

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1. Definir parámetros de diseño y preparar planos. 2. Realizar cálculo de diseño basado en el Código aplicable. No usar las tensiones admisibles de las ediciones actuales del código ASME (basadas en factor 3.5) para recipientes diseñados con ediciones anteriores a 1999 y que tampoco fueron diseñados de acuerdo a los casos código 2278 ó 2290. 3. Ver UG-10.c para aplicar criterios para materiales no identificados. Si no se aplica UG-10.c, usar las tensiones admisibles de SA-283 Gr. C. Para aceros aleados y materiales no ferrosos utilizar rayos X fluorescentes, para determinar el tipo de material sobre el que se basan las tensiones admisibles. 4. Si no se conoce la extensión de la examinación radiográfica de las juntas a tope, utilizar E=0.7 o considerar la realización de radiografiado si se requiere un factor mayor. (Si se realiza radiografiado adicional, en función de los resultados puede ser requerido puede ser requerido realizar una evaluación de aptitud para el servicio reparaciones) 5. Fijar placa de identificación o estampar MAWP y temperatura. 6. Realizar tan pronto como sea posible ensayo de presión de acuerdo al código utilizado para los cálculos de diseño.

Documentación y Registros. Usuarios y propietarios de recipientes deben mantener registros permanentes y progresivos de sus recipientes. Los registros deben mantenerse durante toda la vida útil de cada recipiente. Los registros progresivos deben actualizarse regularmente para incluir la nueva información respecto al historial de operación, inspección y mantenimiento, que sea pertinente. Los registros de recipientes a presión, deben contener cuatro tipos de información referentes a la integridad mecánica. a. Información de diseño y construcción. Ejemplo: Numero de serie del equipo u otra identificación.

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Data Report del fabricante. Especificación de diseño y cálculos de diseño (cuando el data report no está disponible) y planos de construcción. b.

Historial de operación e inspección: Por ejemplo; Condiciones de operación incluyendo alteraciones en el proceso que puedan afectar la integridad mecánica, registros de inspección y fecha de cada tipo de inspección realizada (ejemplo interna, externa, medición de espesores) y recomendaciones de inspección para reparaciones. Ver apéndice C para ejemplo de registro de inspección de recipientes a presión. Los registros deben indicar la fecha de cada inspección y/o ensayo, la fecha de la próxima inspección y/o ensayo programada el nombre de la persona que ejecutó la inspección y/o ensayo, el número de serie u otra identificación del recipiente, una descripción de la inspección y/o ensayo realizada y sus resultados. Los registros de RBI deben estar de acuerdo con API 580 sección 16.

c.

Información de Reparación, Alteración y re-rating: Por ejemplo: 1. Reparaciones y Alteraciones: Formularios similares a los mostrados en el apéndice D. 2. Registros que indiquen que el recipiente en servicio con deficiencias detectadas está en condiciones de continuar en servicio hace que se implementen las acciones correctivas programadas. 3. Documentación de rerating. 4. Evaluación de aptitud para el servicio de acuerdo a API 579

Los documentos de operación y manteniendo, incluyendo la información del proceso y desvíos del proceso que puedan afectar la integridad del recipiente, también deben estar disponibles para el inspector.

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Sección 8 Reparaciones y Alteraciones: Los requisitos aplicables a Reparaciones, Alteraciones por soldadura de recipientes a presión, están contenidos en la sección 8. También contiene los requisitos que deben cumplirse antes de re-ratear a un recipiente. Cuando se realicen reparaciones o alteraciones deben ser realizadas por organizaciones autorizada y cumplir los requerimientos del Código ASME, de los Códigos con los cuales el recipiente fue construido u otros Códigos específicos para “rateo” de recipientes a presión.

8.1.1 Autorización: Toda reparación o alteración debe ser aprobada por el Inspector Autorizado antes de que sea iniciada por la organización de reparación, quien deberá determinar que el método de reparación es aceptable. No debe darse autorización para alteraciones de recipientes de acuerdo a ASME VIII Div. 1 y 2 ni reparaciones de acuerdo a ASME VIII Div. 2 hasta que un ingeniero experimentado en diseño de recipientes a presión haya sido consultado y este haya aprobado las reparaciones y/o alteraciones. El inspector autorizado puede dar autorizaciones a algunas reparaciones rutinarias debiendo estar seguro de que no requieren ensayo de presión.

8.1.2 Aprobación: El inspector autorizado debe aprobar toda reparación o alteración después de efectuar una inspección que demuestre que los requisitos establecidos han sido cumplidos y que el ensayo de presión, si es requerido, fue presenciado.

8.1.3 Diseño: Nuevas conexiones y partes de reemplazo, deben cumplir con el código de diseño aplicable.

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7.2 Soldadura: El material utilizado en la reparación o alteración debe cumplir con los requerimientos de la sección aplicable del Código ASME. El material deberá tener calidad soldable reconocida material original.

y ser compatible con el

Aceros al Carbono o aleados con C> 0.35% no deben soldarse.

8.1.5 Reparación de defectos: Reparación de defectos puede ser realizada por diferentes métodos. Las técnicas de reparación pueden ser clasificadas en permanentes o temporarias. Reparaciones temporarias: Deberían ser eliminadas y reemplazadas por reparaciones permanentes en la primera oportunidad de mantenimiento. Pueden permanecer por mayor tiempo solo si son evaluadas y aprobadas por un ingeniero e inspector. También debe realizarse una evaluación del mecanismo de daño que hizo necesaria la reparación para determinar si son necesarias medidas correctivas adicionales. La documentación de reparaciones temporarias debe incluir:

Ubicación.

Detalles específicos. (materiales, espesores, soldaduras, END)

Análisis realizados.

Próximas inspecciones requeridas.

Fecha para ser reemplazada por reparación permanente.

Parches soldados con filetes: Parches soldados con filetes pueden ser usados como reparación temporaria de zonas dañadas, corroídas o erosionadas. No deben ser usados para reparar zonas con grietas a menos que un ingeniero evalúe que estas no propagarán hacia fuera de la zona cubierta por el parche. Esta reparación provee una seguridad equivalente a la de refuerzo de aberturas. Los parches son diseñados para absorber los esfuerzos de membrana. (material y soldadura)

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No deben instalarse sobre otro parche y cuando se colocan cerca de otro parche soldado con filetes , la distancia mínima entre filetes debe ser:

d: Distancia entre filetes. R: Radio interior del recipiente. t: Espesor actual del recipiente en la zona debajo del parche. Camisas: Pueden utilizarse si se cumple lo siguiente:

Diseño aprobado y documentado por un ingeniero y el inspector.

No se utiliza en zonas con grietas.

Se diseña para contener la presión e diseño del recipiente.

Soldaduras longitudinales a tope con eficiencia consistente con la del recipiente.

Filetes circunferenciales de fijación camisa-recipiente, diseñados para soportar las cargas longitudinales con eficiencia no mayor a 0,45.

END apropiados en todas las soldaduras de fijación camisa-recipiente.

Considerar fatiga en soldaduras de fijación (tal como expansión diferencial).

Material de la camisa apto para contacto con el fluido y con sobreespesor para corrosión apropiado.

la producida por

Conexiones no penetrantes: Cuando se utilizan para reparación de defectos diferentes a grietas deben cumplir con los requerimientos del código aplicable y considerar la pérdida de material.

Reparaciones permanentes: Incluyen:

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Excavación y eliminación del defecto, dejando un contorno de acuerdo a API 579 parte 5.

Excavación y eliminación del defecto y reparación por soldadura.

Reemplazo de la sección con defecto.

Deposición de soldadura.

Agregar un revestimiento interior.

Reparación de grietas y defectos con alta concentración de tensiones, no debería realizarse sin consultar con un ingeniero. Placas insertadas. Puede quitase una sección del recipiente y reemplazarse por otra: Juntas a tope de penetración total. Radiografiado de acuerdo al código aplicable. (O UT si lo aprueba el inspector) Si la placa insertada no se extiende hasta una soldadura longitudinal u horizontal existente debe tener esquinas redondeadas (radio mínimo 25mm). Distancia a soldaduras existentes debería ser verificada por el inspector. Material de aporte para deposición de soldadura y reparación de soldaduras: Debería tener igual o mayor resistencia a la rotura especificada que el material a reparar. Si se utiliza material de aporte con menor resistencia, además de verificar la compatibilidad química y metalúrgica, debería cumplirse lo siguiente:

Profundidad de reparación no mayor que el 50% el espesor requerido (excluyendo corrosión)

El espesor de la reparación debe ser incrementado en función de la relación de tensiones de rotura especificadas para los materiales base y de aporte. Además debe tener bordes redondeados y transición de al menos 3:1.

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Reparaciones de revestimientos de acero inoxidable y cladding. El procedimiento de reparación para restaurar el revestimiento eliminado o corroído debe ser revisado y respaldado por el ingeniero en recipientes a presión y el inspector autorizado. Deben considerarse los factores que puedan impactar sobre la secuencia de reparación, tales como nivel de esfuerzos, Nº P del material base, servicio, posibilidad de hidrógeno disuelto previamente, tipo de revestimiento, deterioro de las propiedades del metal base (fragilización de aleaciones de Cr-Mo), mínima temperatura de presurización y necesidad de examinación periódica futura Para equipamiento en servicio con Hidrógeno a alta temperatura o con áreas de metal base expuestas a corrosión que pudieran resultar en una significativa migración de hidrógeno atómico en el material base, la reparación debe ser adicionalmente revisada por el ingeniero en recipientes a presión en lo que afecte a los siguientes factores. o Desgasificado del material base o Endurecimiento del material base debido a soldadura, esmerilado/amolado o aplicación de arco-aire. o Temperatura de precalentamiento y entre pasadas. o PWHT para reducir dureza y recomponer propiedades mecánicas. La reparación debe ser monitoreada por un Inspector Autorizado para asegurar que se cumplen los requerimientos especificados. Luego del enfriamiento a temperatura ambiente la soldadura de reparación debe ser examinada mediante PT de acuerdo a ASME sección VIII división 1 apéndice 8. Recipientes construidos con material base P3, 4 ó 5 deberían ser examinados por UT para determinar que no existen grietas en el área del metal base en la zona de reparación de acuerdo con ASME sección V articulo 5 parágrafo T-543G. Esta examinación puede ser más efectiva si se realiza 24 horas después en recipientes con servicio con hidrógeno y para aleaciones de Cr-Mo que pueden ser afectadas por fisuración retardada.

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8.1.6 Soldadura y Hot Tapping: La soldadura de reparaciones o alteraciones debe cumplir los requerimientos del Código ASME excepto que otra cosa se permita en 8.1.5.3. Referirse a API 582 para consideraciones adicionales referidas a soldadura y a API 2201 para soldaduras en servicio. Procedimientos y Calificaciones. Deben utilizarse procedimientos de soldadura y soldadores calificados de acuerdo al Código ASME Sección IX. La organización de reparación debe mantener los registros de calificación y los mismos deben estar disponibles para el inspector autorizado antes de que se inicien las reparaciones o alteraciones. API 577 provee lineamientos sobre como revisar procedimientos de soldadura y su calificación. Precalentamiento Debe estar de acuerdo con el código aplicable y WPS. Excepciones deben ser aprobadas por un ingeniero. PWHT. El PWHT de reparaciones y alteraciones debería estar de de acuerdo con los requerimientos relevantes del código ASME, el código aplicable o un procedimiento alternativo al PWHT como se indica en 8.1.6.4.2. PWHT localizado. Antes de aplicar PWHT localizado hay que realizar una investigación metalúrgica para determinar si el recipiente fue PWHT debido a las características del fluido que contiene. En reparaciones en todos los materiales el PWHT en bandas a 360º puede ser sustituido por PWHT localizado si las siguientes precauciones son tomadas y los requerimientos son cumplidos: La aplicación es revisada y el procedimiento es desarrollado por ingenieros experimentados en las especialidades involucradas.

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La aptitud del procedimiento es evaluada. Los siguientes factores deben ser considerados: Espesores de material base, gradientes de temperatura, Propiedades de los materiales (dureza, composición, resistencia entre otros), necesidad de soldaduras de penetración total, necesidad de examinación superficial y volumétrica, tensiones y distorsiones. Precalentamiento mínimo de 300ºF (150ºC) durante la soldadura. La temperatura de PWHT, debe ser mantenida en una distancia de por lo menos 2 espesores de material base medidos desde la soldadura. La temperatura debe ser monitoreada mediante una adecuada cantidad de termocuplas (al menos 2) (Para determinar la cantidad de termocuplas debe considerarse el perfil y tamaño del área a tratar térmicamente. También debe aplicarse calor a cualquier conexión o fijación dentro del área de PWHT localizado. Cuando se realiza por razones de servicio (ejemplo SCC), debe efectuarse una revisión metalúrgica para determinar si el método es aceptable. Precalentamiento o métodos de soldadura de deposición controlada como alternativa al PWHT (8.1.6.4.2): Precalentamiento o métodos de soldadura de deposición controlada pueden ser utilizados como alternativa al PWHT como se describe en 7.2.3.1 y 7.2.3.2 cuando el PWHT no es recomendable o no necesario mecánicamente. Antes de aplicar un método alternativo al PWHT, debe realizarse una revisión metalúrgica por parte de un ingeniero experimentado en recipientes a presión para asegurar que la alternativa propuesta es aceptable. La evaluación debería considerar la razón del PWHT original, la susceptibilidad del proceso para provocar fisuración por corrosión bajo tensiones, tensiones en la soldadura, susceptibilidad al ataque de hidrógeno a alta temperatura, susceptibilidad al fenómeno creep, etc. La selección del método de soldadura debe basarse en las reglas del Código de construcción aplicable al trabajo planificado y en consideraciones técnicas de la aptitud de la soldadura en la condición de “como soldada” en las condiciones de operación y ensayo de presión.

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Cuando se realiza una referencia en esta sección a materiales, por la designación de Nº P y Grupo de ASME, los requerimientos de esta sección aplican a los materiales aplicables del Código de construcción sea ASME u otro, los cuales conforman la composición química y propiedades mecánicas correspondientes a las designaciones de Nº P y Grupo de ASME Recipientes construidos con materiales diferentes a los indicados en 7.2.3.1 y 7.2.3.2 y que en la construcción original requerían PWHT, deberán ser tratados térmicamente si la reparación o alteración involucra partes retenedoras de presión. Cuando se aplica uno de los siguientes métodos como alternativa al PWHT el factor de eficiencia de junta PWHT puede ser mantenido si es que este ha sido utilizado en el presente diseño. Método Precalentamiento (Impacto no requerido) a) Puede ser aplicado cuando no se requiere ensayo de impacto. b) Los materiales están limitados a P1 Grupo 1,2 y 3 y P 3 Grupo 1 y 2 (Excluyendo aceros al Mn-Mo en el grupo 2) . c) Los procesos de soldadura deben limitarse a: SMAW, GMAW, FCAW y GTAW. d) Los soldadores y los procedimientos debe calificarse de acuerdo con el código de construcción original. e) La soldadura debe precalentarse al menos a 150ºC (300ºF). Esta temperatura debe verificarse también sobre el material base hasta 100mm a cada lado de la soldadura o 4 espesores lo que sea mayor. Esta temperatura debe ser mantenida como temperatura mínima durante la soldadura. La máxima temperatura entre pasadas no deberá exceder 315ºC (600ºF). Cuando la soldadura no penetra a través de todo el espesor las temperaturas máxima y mínima solo deben mantenerse hasta una distancia de 100mm o cuatro veces la profundidad de la reparación, lo que sea mayor. Método de deposición controlada (Impacto requerido)

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a) Debe ser aplicado cuando el código de diseño original impacto.

requiere ensayo de

b) Los materiales deben limitarse a P Nº 1, 3 y 4. c) Los procesos de soldadura deben limitarse a: SMAW, GMAW, FCAW y GTAW. d) Un procedimiento de soldadura debe ser desarrollado y calificado para cada aplicación. El procedimiento de soldadura deberá definir a temperatura de precalentamiento, entre pasadas y pos calentamiento. Los espesores de las placas de calificación y profundidad de reparación deben estar de acuerdo con la tabla 8.1 f) El material para ensayo de calificación de procedimiento debe ser del la misma especificación, tipo, grado, clase y condición de tratamiento térmico que la especificación del material original para reparación. Si la especificación del material original es obsoleta el material para calificación debería conformar tanto como sea posible al material original pero no debería tener menor resistencia ni C >0.35% g) Cuando el Código de diseño original requiere ensayo de impacto para el trabajo planificado, deben efectuarse suficientes ensayos de impacto del material de soldadura y ZAC para verificar que la resistencia al impacto en la condición de cómo soldada, es adecuada a la MDMT ( de acuerdo a los criterios de UG-84 y UCS-66 de ASME Sección VIII Div. 1). Si por razones de resistencia a la corrosión son necesarios límites de dureza (por ejemplo según NACE MR 0175 o NACE RP 0472), tales límites deben ser incluidos en la calificación del WPS. La WPS debe incluir los siguientes requerimientos adicionales: 1.- Variables esenciales suplementarias del código ASME Sección IX. 2.- El máximo calor aportado por cada pasada no debe exceder el usado en la calificación del procedimiento. 3.- La mínima temperatura de precalentamiento no debe ser menor que la usada en la calificación del procedimiento. 4.- La máxima temperatura entre pasadas no debe ser mayor que la usada en la calificación del procedimiento.

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5.- Debe controlarse la temperatura de precalentamiento y la zona en que esta se mantiene debe ser en general 100mm o cuatro espesores (de placa para penetración total o profundidad de reparación), lo que sea mayor. Requerimientos particulares debe verse en el código. 6.- Para los procesos de soldadura aceptados se utiliza solamente electrodos de bajo hidrogeno opcionalmente con indicador de bajo Hidrógeno H8 o menor. Gases, de protección con punto de rocío no mayora a -60ºF (-50ºC) Las superficies a soldar deben mantenerse secas y libres de contaminantes. 7.- La soldadura debe ser realizada utilizando técnica de deposición controlada, pasada de revenido o media pasada. La técnica especifica o combinación debe ser la misma que la utilizada en la calificación de procedimiento 8.- Para soldaduras realizadas con SMAW o FCAW , al terminar la soldadura, esta debe ser mantenida a 260ºC + 30 (500ºF + 50) por al menos 2 horas para asistir la difusión de hidrógeno que haya quedado atrapado durante la soldadura. Esto puede ser omitido si el electrodo usado satisface la clasificación suplementaria de bajo hidrogeno (4ml de H/100g) y además. 9.- Después de enfriada la soldadura la pasada de revenido debe ser removida, prácticamente al ras del material base.

Tabla 8.1 Profundidad t Profundidad soldada en el reparación ensayo de calificada reparación (*)

de Espesor T material base Cupón soldado

del Espesor del material del base calificado

t

228676570 API 510 R4 Codigo de Inspeccion de Recipientea a Presion Españokllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllllll

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