Api 510

 

 

5.5

Posiciones de monitoreo de la condición (CMLs)

5.6.1

Generalidades

Las CMLs son áreas designadas sobre los recipientes a presión donde se realizan los exámenes periódicos para monitorear monito rear la presencia y la velocidad del daño. La elección del tipo de CMLs y la ubicación de los mismos debe deberán rán considerar la susceptibilidad a la corrosión localizada y el tipo de daño específico según el servicio como se describe en 5.4. Ejemplos de CMLs incluyen las posiciones para la medición de espesores, para exámenes por fisuras por corrosión bajo tensiones, y para exámenes por ataque por hidrógeno a altas temperaturas. 5.6.2

Monitoreo de las CML

Cada recipiente deberá ser monitoreado mediante la realización de un número representativo de exámenes en las CMLs para satisfacer satisf acer los requisitos de una inspec inspección ción interna y/o en línea. Por ejemplo se debería medir y registrar los espesores de los componentes más importantes del recipiente (cuerpo, cabezales, secciones cónicas) y de un muestreo representativo de las conexiones. Se deberían calcular la velocidad de corrosión, corr osión, la vida remanente y el intervalo para la próxima próxim a inspección para determinar cuál es el componente limitante. Las CMLs con las mayores velocidades de corrosión y menores vidas remanentes deberán estar incluidas en las siguientes inspecciones planificadas. 5.6.2.1

Los recipientes con alto potencial de consecuencias en caso de falla, y aquellos sujetos a mayores velocidades de corrosión, corrosión localizada y alta velocidad de daño por otros mecanismos, tendrán normalmente más CMLs y serán monitoreados con mayor frecuencia. La velocidad de corrosión/daño deberá ser determinada por sucesivas mediciones y se deberá establecer apropiadamente el intervalo para la próxima inspección. 5.6.2.2

En los casos donde se requiere medición de espesores en las CMLs, el espesor mínimo en cada CML puede ser localizado por medio de mediciones ultrasónicas o radiografía. También pueden ser utilizadas técnicas electromagnéti electro magnéticas cas para identificar áreas adelgazadas que luego pueden ser medidas m edidas por ultrasonido o radiografía.  Además, cuando se espera corrosión localizada o esta es un problema, es importante que los exámenes se lleven a cabo utilizando métodos de barrido tales como perfil radiográfico, técnicas de barrido ultrasónico y/o cualquier otra técnica NDE que permita determinar la magnitud m agnitud y la extensión de la corrosión localizada. Cuando el barrido se realice con ultrasonido, el mismo consiste en tomar diferentes mediciones de espesores en la CML buscando adelgazamientos localizados. 5.6.2.3

El menor espesor o un valor promedio de varias mediciones realizadas dentro de la zona del punto de examen, deberán ser registrados y utilizados para calcular la velocidad de corrosión. Si se necesitan grillas 5.6.2.4

detalladas de espesores en una CML específica para llevar a cabo evaluaciones FFS por pérdida de metal, remitirse remitirs e a las partes 4 y 5 de API 579-1/ASME FFS-1 para la preparación de tales grillas de espesores. Las CMLs y los puntos de examen deberían ser registradas de manera permanentemente (ej. marcados en los planos utilizados en la inspección y/o directamente en el equipo) para permitir realizar mediciones periódicas en los mismos CMLs. Repetir las mediciones en la misma posición mejora la precisión del cálculo de la velocidad de daño. 5.6.2.5

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5.6.3

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Selección y ubicación de las CML ` ` , , , , , , , , , ,

La decisión sobre el tipo, número y ubicación de las CMLs debería considerar los resultados de inspecciones anteriores, el patrón de corrosión, el tipo de corrosión y daño que se esperan y la consecuencia potencial de una pérdida de contención. Las CMLs deberían distribuirse apropiadamente en el recipiente de forma tal de proveer un adecuado monitoreo de los componentes com ponentes principales y las conexiones. La medición de espesores en las CMLs está destinada a establecer las velocidades de corrosión, tanto uniforme como localizada, en las diferentes secciones del recipiente. Para recipientes a presión susceptibles de sufrir corrosión localizada, se debería consultar a un especialista en corrosión sobre la ubicación y el número de CMLs apropiados.

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5.6.3.1

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En recipientes a presión con cualquiera de las siguientes características debería elegirse mayor cantidad de CMLs:

 

  a) alto riesgo de que se produzca una emergencia o impacto ambiental en el caso de una fuga, a menos que se conozca la velocidad de corrosión interna inter na y sea relativamente uniforme y baja; b) velocidades de corrosión más altas de lo esper esperado ado o experimentado; c) alto potencial pot encial de corrosión local localizada izada.. En recipientes a presión con cualquiera de las siguientes tres características pueden elegirse menor cantidad de CMLs a) bajo riesgo de que se produzca una emergencia o impacto ambiental en el caso de una fuga, b) contenido relativamente no corrosivo, c) velocidades de corrosión generalmente uniformes. Se pueden eliminar CMLs o se puede reducir su número significativamente cuando la probabilidad de falla es baja (ej. servicio limpio no corrosivo de hidrocarburos). Se debería consultar a un especialista en corrosión en circunstancias donde se reducirá o se eliminará significativamente significativam ente un número de CMLs. 5.6.3.2

5.6

Métodos de monitoreo de condición condición

5.7.1 5.7.1.1

Selección de la técnica de Inspección General

En la selección de la(s) técnica(s) para usar durante una inspección de recipientes a presión, se deberían considerar los distintos tipos de daños que se pueden encontrar en recipientes. El inspector debería consultar con un especialista en corrosión o un ingeniero para ayudar a definir el tipo de daño, la técnica NDE y el alcance del examen. Ejemplos de técnicas NDE que pueden usarse incluyen lo siguiente: s iguiente: a) MT para fisuras y otras discontinuidades alargadas que se extienden en la superficie del material para materiales materiales ferromagnéticos. ASME Sección V, V, artículo 7, proporciona una guía sobre la realización de MT. b) Examen por líquidos penetrantes fluorescentes o visibles para detectar fisuras, porosidad o cráteres que se extienden en la superficie del material, y para tener una idea general sobre otras discontinuidades superficiales, especialmente en materiales no magnéticos. ASME Sección V, Artículo Artí culo 6, proporciona una guía sobre la realización de PT. c) Ensayo radiográfico para detectar discontinuidades internas tales como porosidad, inclusiones por escoria de ` ,,

soldadura, fisuras, y el espesor de los componentes. ASME Sección V, artículo 2, proporciona una guía sobre la realización de RT. ` , ` , , , ` ` , ` ` ` ` , , , , , ,

d) Medición de espesores y detección de discontinuidades por ultrasonido, para determinar el espesor de los componentes y para la detección de fisuras internas o superficiales, y otras discontinuidades alargadas. ASME Sección V, artículos 4, 5, y 23 proporciona una guía sobre la l a realización de examen ultrasónico. , , , , , , ` ` ` ` , , ` , , ` , ` , , ` -

e) Técnica de examen por flujo disperso de corriente alterna para detectar agrietamiento superficial y discontinuidades alargadas. f) Técnica ET para la detección de la pérdida de metal localizada, fisuras y discontinuidades alargadas. ASME Sección V, artículo 8, proporciona una guía sobre la realización de ET. g) Ensay Ensayo o metalográfico de campo con réplicas para la identificación de cambios metalúrgicos. m etalúrgicos. h) Ensayo de emisión acústica para la detección de defectos estructuralmente significativos. ASME Sección V,  Artículo 12, proporciona una guía sobre la realización de ensayos de emisión emisión acústica. acústica. i) Termografía infrarroja para determinar la temperatura de los componentes.

 

   j) Ensay Ensayo o de presión para la detección de defectos a través del espesor. ASME Sección V, Artículo 10, proporciona una guía sobre cómo realizar el ensayo de pérdidas. k) Mediciones de dureza y microdureza utilizando equipo portátil para identificar variaciones en las propiedades mecánicas debidas a cam mecánicas cambios bios en el material. l) Técnicas avanzadas de examen de retrodispersión por ultrasonidos para detectar ataque por hidrógeno a alta temperatura mencionado en API 941, sección 6. Remitirse a API 572 para más información de técnicas de examen y a API 577 para más información de sobre la aplicación de técnicas para examinar la calidad de las uniones soldadas. 5.7.1.2

Preparación Prepa ración superficial

Es importante una preparación superficial adecuada para una buena inspección visual y para la aplicación satisfactoria de cualquier método NDE como los mencionados anteriormente. El tipo de preparación depende de las circunstancias particulares y la técnica NDE, pero puede ser necesaria la preparación de la superficie por medio de cepillo de alambre, arenado, agua a presión, desbaste, pulido, ataque químico o la combinación de ellos.

5.7.1.3

Examinadores UT por haz angular

El dueño/usuario deberá especificar que los examinadores UT por haz angular estén calificados cuando el dueño/usuario requiera lo siguiente: a) detectar fisuras en la superficie interior (ID) cuando se inspecciona desde la superficie exterior (OD); o, b) en caso que sea necesario detectar, caracterizar y/o dimensionar los defectos a través de la pared. Como ejemplo de la utilización de examinadores calificados en la técnica UT por haz angular se incluye el monitoreo desde la superficie externa de defectos interiores conocidos, para examinar en caso de sospecha por defectos internos, y para recolectar datos para las evaluaciones FFS. 5.7.2

Métodos de medición de espe espesores sores

5.7.2.1

La corrosión puede causar una pérdida uniforme (una pérdida de metal generalizada, relativamente uniforme de una porción de una superficie) o puede causar pérdidas localizadas (que ocurren solo en áreas específicas aisladas, o puede causar picaduras (pérdida de metal evidentemente irregular). La corrosión uniforme puede ser difícil de detectar visualmente y por ello son usualmente necesarias mediciones de espesores para determinar su extensión. La corrosión localizada y las superficies con picaduras pueden ser más delgadas de lo que aparentan visualmente, y cuando exista duda sobre la localización de la superficie original o la profundidad de pérdida de metal, también pueden ser necesarias las mediciones de espesor. Las mediciones se pueden obtener como sigue:  a) Cualquier técnica adecuada NDE, tal como ultrasonidos o perfil radiográfico, se puede utilizar en tanto permita determinar el espesor mínimo. Cuando un método de medición produce una incertidumbre considerable, otras técnicas de medición de espesores se pueden emplear, tales como ultrasonidos con barridos A, B, o C. b) La profundidad de la corrosión puede ser determinada midiendo desde las superficies no corroídas dentro del recipiente cuando tales superficies están en la vecindad de la zona corroída c) Los instrumentos de medición de espesor por ultrasonidos generalmente son el medio más preciso para las mediciones de espesores. Después de la medición de espesores por ultrasonido se recomienda la adecuada reparación del aislamiento recubrimiento en considerar las CMLs para reducir la posibilidad que se produzca corrosión bajo aislación. Cuando seay el factible, se puede el uso alternativo de técnicas radiográficas para la obtención del perfil de corrosión, las cuales no requieren remover la aislación. El barrido por ultrasonidos o la técnica de perfil radiográfico se prefieren cuando la corrosión es localizada o el espesor remante es aproximado al espesor requerido. 5.7.2.2

 

  Se debería utilizar un procedimiento de corrección cuando la temperatura del metal (normalmente por encima de 150°F [65°C]) afecta la exactitud de las mediciones de espesores obtenidas. Se deberían utilizar instrumentos, acoplantes y procedimientos adecuados, de manera de asegurar mediciones precisas a esas altas temperaturas. Normalmente, los procedimientos implican la calibración con probetas calientes o el ajuste de las mediciones por un factor de corrección por temperatura. 5.7.2.3

Los inspectores deberían tener presente las posibles fuentes de falta de exactitud en las mediciones y hacer todo lo posible para eliminar su incidencia. Como regla general, cada una de las técnicas NDE tendrá límites prácticos con respecto su exactitud. Los factores que pueden contribuir a reducir la exactitud de las 5.7.2.4

mediciones ultrasónicas incluyen los siguientes: a) incorrecta calibración del instrument b) revestimientos externos o incrustaciones; c) rugosidad superficial excesiva; d) oscilación excesiva de la sonda (en superficies curvas); e) defectos sub-superficiales, tales como laminaciones; f) efectos por temperatura [a temperaturas superiores a 150 °F (65° C)]; g) pantalla pequeña del detector de fallas; h) medir el doble del espesor en materiales delgados.

5.7

Prueba de presión

5.8.1

General

Referirse al Artículo 5.1 en ASME PCC-2 para más información de la prueba de presión. 5.8.2

Cuándo realizar una prueba de pr presión esión

5.8.2.1

Las pruebas de presión no se realizan normalmente como parte de una inspección de rutina. La prueba de presión es generalmente requerida después de una alteración o una reparación mayor. Luego de completarse las reparaciones (que no sean reparaciones mayores), las pruebas de presión deberán ser realizadas si el inspector estima que esta es necesaria y especifica su realización en el plan de inspección. Alternativas de las pruebas de presión se describen en 5.8.8. La prueba de presión se realiza generalmente en el recipiente completo. Sin embargo, en caso de ser práctico, se pueden realizar pruebas de componentes o secciones del recipiente en lugar del recipiente completo (ej. una nueva conexión). Se debería consultar a un ingeniero cuando se desarrolle una prueba de presión en componente/sección de un recipiente, para asegurar que esta es apropiada para el fin previsto. 5.8.2.2

5.8.3

Determinación de la presión de prueba

5.8.3.1

En caso de requerirse una prueba código, la presión mínima debería estar de acuerdo a las reglas del código aplicable (código de construcción utilizado para determinar la MAWP). Con este fin, la presión mínima de prueba para los recipientes que han sido reclasificados utilizando la tensión admisible de diseño publicada en la adenda 1999 o posteriores del Código ASME Sección VIII División I, caso Código 2290, o caso Código 2278, es del 130% de la MAWP y corregida por temperatura. La presión de prueba mínima para los recipientes reclasificados utilizando la tensión admisible de diseño del Código ASME Sección VIII División I, publicado antes de la adenda edición de 1999, es de 150% de la MAWP y corregida por temperatura. La presión mínima de prueba para los recipientes diseñados utilizando el Código ASME Sección VIII División 1, es la siguiente: Presión de prueba en psig (MPa) = 1,5 MAWP x (S pruebatemp/Sdiseñotemp), antes de la adenda de 1999.

 

  Presión de ensayo en psig (MPa) = 1,3 MAWP x (S pruebatemp/Sdiseñotemp), adenda de 1999 y posterior.

Donde: S pruebatemp es la tensión admisible a la temperatura de prueba en ksi (MPa) Sdiseñotemp es la tensión admisible a la temperatura de diseño en ksi (MPa)pruebas

En caso de realizarse una prueba no código luego de alguna reparación, la presión de prueba puede ser determinada por el dueño/usuario. Las pruebas de presión de estanqueidad son determinadas por el dueño/usuario, pero generalmente no tienen el propósito de verificar la resistencia de las reparaciones.

5.8.3.2

5.8.4

Preparación para la prueba de presión

 Antes de realizar una prueba de presión, pr esión, se deberían tomar tom ar precauciones y procedimientos adecuados para garantizar la seguridad del personal que participa en la prueba de presión. La inspección visual de los componentes de recipientes con presión no debería realizarse hasta que la presión en el recipiente sea igual o menor que la MAWP. Esta recomendación es especialmente importante para los recipientes a presión en servicio. 5.8.4.1

Cuando la presión de ensayo sea superior a presión de ajuste de el/los dispositivo(s) de alivio de la presión, el/los dispositivo(s) de alivio de presión deberían ser removidos. Una alternativa para no quitar los 5.8.4.2

dispositivos de alivio de presión es utilizar clamps para mantener sujetado el disco de la válvula. Está prohibida la aplicación de una carga adicional sobre el resorte de la válvula girando el tornillo de compresión. Otros accesorios, tales como vidrios de indicadores, manómetros, y discos de ruptura, que pueden ser incapaces de soportar la presión de prueba deberían ser removidos u obstruidos con bridas ciegas. Una vez realizada la prueba de presión, los dispositivos de alivio de presión y accesorios retirados u enclavados durante la prueba de presión deberán ser reinstalados o reactivados. `

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5.8.5

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Prueba hidrostática de presión -

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 Antes de realizar una prueba hidrostática, hidr ostática, el diseño de las estructuras estruct uras de los soportes y las fundaciones deberían ser revisadas para asegurase que puedan soportar el peso durante la prueba. Para todos los componentes y otros componentes que puedan experimentar la presión de prueba debería verificarse que estén diseñados para la presión de prueba especificada; de otra manera ellos se deberían aislar de la prueba con bridas ciegas.

5.8.5.1

5.8.5.2

Las pruebas hidrostáticas de presión en equipos que posean componentes de aceros inoxidables de la serie 300 deberían realizarse con agua potable o condensado de vapor que contengan una concentración inferior de 50 ppm de cloruros. Después de la prueba, el recipiente debería drenarse totalmente, y luego secarse. El inspector debería verificar que la calidad del agua cumpla con lo especificado, y además el drenado y secado del recipiente (todos los venteos superiores deberían estar abiertos durante el drenaje). Si no hay disponible agua potable o si el drenado y secado inmediatos a la prueba no son posibles, se debería considerar el uso de agua con una baja concentración de cloruros (ej. condensado de vapor), mayores PH (>10) y la adición de inhibidores, de manera de reducir el riesgo de picaduras, corrosión bajo tensiones por cloruros, y corrosión inducida microbiológicamente. Para tuberías de aceros inoxidables austeníticos sensitizados sujetos a corrosión bajo tensiones politónica, se debería considerar el uso de una solución acuosa alcalina para la prueba de presión (ver NACE RPO 0170). 5.8.6

Prueba neumática de presión

Una prueba (incluyendo realizada a cuando la prueba hidráulica es neumática impracticable debido a lala combinación limitación de hidroneumática) la estructura de puede apoyo ser o fundación, la presencia de revestimientos refractarios, o por razones de proceso. Cuando se aplique, antes de realizar la prueba, los potenciales riesgos que pudieran sufrir las personas o las instalaciones deberán ser examinados por el ingeniero. Como mínimo, al realizar cualquier prueba neumática se deberán aplicar las precauciones de inspección contenidas en el Código ASME. El ingeniero debería preparar un procedimiento de prueba neumática siguiendo

 

  los pasos enumerados en ASME PCC-2, artículo 5.1.

Temperatura de prueba y consideraciones de fractura frágil

5.8.7

 A temperatura ambiente, los aceros al carbono, de baja aleación, y otros aceros ferríticos, pueden ser susceptibles a fractura frágil. Se ha atribuido una cantidad de fallos a la rotura frágil de los aceros expuestos a temperaturas por debajo de su temperatura de transición y a presiones mayores al 20% de la presión de prueba hidrostática requerida. La mayoría de las fracturas frágiles se produjeron en la primera aplicación de un elevado nivel de tensiones (la primera prueba o sobrecarga). El potencial de fractura frágil deberá ser evaluado antes de la prueba de presión, y especialmente en caso de prueba neumática debido a la mayor energía interviniente. Se debería prestar especial atención al realizar la prueba de presión en aceros de baja aleación, especialmente 2 ¼ Cr  – 1 Mo, debido a que estos pueden ser susceptibles a fragilización térmica, y en todo otro metal que pueda ser susceptible a fragilización debido a los mecanismos de deterioro listados en API 571, o debido a elevadas tensiones triaxiales, elevados espesores, o consideraciones geométricas. 5.8.7.1

Para minimizar el riesgo de fractura frágil durante la prueba de presión, la temperatura del metal debería ser mantenida por lo menos 30°F (17°C) por encima de la MDMT o MAT para recipientes con espesor mayor de 2 in. (5 cm), y 10°F (6°C) por arriba de la MDMT o MAT para recipientes con espesor de 2 in. (5 cm) o menos. La temperatura de prueba no deberá estar por encima de 120°F (50°C) a menos que haya información de las características frágiles del material que indique que se necesita una temperatura de prueba mayor. 5.8.7.2

5.8.7.3

Cuando se realice prueba hidrostática a aceros inoxidables austeníticos macizos o clad, la temperatura

del agua no debería exceder 120°F (50°C) para prevenir posible corrosión bajo tensiones por cloruros. Alternativas Altern ativas a la prueba de presión

5.8.8

5.8.8.1 Se deberán especificar y llevar a cabo NDE apropiados (ej. RT, UT, PT, MT, etc.) cuando no se vaya a realizar una prueba de presión luego de una alteración o de una reparación mayor. Los NDE que sustituyen a una prueba de presión después de una alteración o una reparación mayor solo pueden realizarse después de ser aprobados por el ingeniero y por el inspector. En tales casos, es recomendable realizar una evaluación FFS para identificar el tamaño crítico(s) de discontinuidad para especificar el criterio de aceptación de las técnicas NDE. Remitirse a ASME PCC-2, artículo 5.2 por guías sobre el uso de NDE en lugar de pruebas de presión para reparaciones y alteraciones.

En los casos donde la inspección por UT se utiliza para examinar soldaduras en lugar de la prueba de presión, el dueño/usuario deberá especificar el uso de examinadores industriales calificados para ultrasonidos con haz angular. Para el uso de UT en reemplazo de RT, se deberá seguir lo indicado en el Caso Código 2235 o el Código ASME Sección VIII, División 2, 7.5.5. 5.8.8.2

5.8

Verificación y trazabilidad de materiales

Durante las reparaciones y alteraciones de recipientes a presión, el inspector deberá verificar que todos los materiales nuevos (incluyendo tanto los aceros al carbono como todas las aleaciones) cumplen con las especificaciones de materiales. A criterio del dueño/usuario o del inspector esta evaluación puede realizarse por una verificación al 100% de los materiales, 100% de identificación positiva de material (PMI) o por un muestreo en un porcentaje de los materiales en función de la criticidad de cada servicio. Los ensayos PMI pueden ser realizados por el inspector o por el examinador utilizando métodos apropiados tales como espectroscopia de emisión óptica o fluoroscopia de rayos X. El inspector o el examinador deberán estar capacitados y calificados para realizar ensayos PMI. API 578 tiene guía adicional para los programas de verificación de materiales. 5.9.1

5.9.2

Si un componente de un recipiente experimenta corrosión acelerada o podría fallar debido a que un

material equivocado fue utilizado en lugar del material especificado, el inspector deberá considerar la necesidad de una verificación adicional de los materiales existentes en el recipiente a presión u otros recipientes a presión en el mismo servicio. La extensión de esta nueva verificación dependerá de varios factores, incluyendo las consecuencias de la falla y la probabilidad de otras equivocaciones con los materiales.

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5.9

Inspección en servicio de juntas soldadas

La inspección de la calidad de las soldaduras es normalmente realizada como parte de los requisitos para la construcción de equipos nuevos, reparaciones y alteraciones. Sin embargo, las soldaduras y las zonas afectadas por el calor son inspeccionadas frecuentemente como parte de las actividades de inspección en servicio, para detectar corrosión y/o fisuración inducida por el servicio. Cuando se detecta corrosión preferencial

5.10.1

o fisuración enprovee la soldadura, se deberían inspeccionar soldaduras adicionales para determinar la extensión del daño. API 577 guía adicional en inspección de soldaduras.  Algunas veces los perfiles radiográficos y los exámenes por ultrasonidos pueden revelar lo que parece ser una discontinuidad en una soldadura existente. Si se detectan discontinuidades tipo fisura cuando el recipiente está en servicio, se puede realizar inspección adicional para evaluar la magnitud de las mismas. Se debe tratar de determinar si las discontinuidades tipo fisura se deben a la soldadura de fabricación original o fueron causadas por un mecanismo de fisuración relacionado con el servicio.

5.10.2

Las discontinuidades tipo fisura y la fisuración por el medio deberán ser evaluadas por un ingeniero (remitirse a API 579-1/ASME FFS-1, parte 9) y/o un especialista en corrosión. La corrosión preferencial en las  juntas soldadas deberá ser evaluada por el inspector. 5.10.3

5.10

Inspección y reparación de juntas bridadas

5.11.1 Las juntas bridadas se deberían inspeccionar para detectar evidencias de pérdidas, tales como manchas, depósitos o goteos. Las pérdidas del proceso sobre los bulones de las bridas pueden resultar en corrosión o agrietamiento por el medio. Este examen debería incluir aquellas bridas cubiertas con protectores contra salpicaduras o guarda bridas. Aquellas que han sido sujetadas con clamps e inyectadas con sellante deberían inspeccionarse para detectar fugas en los bulones. Los bulones sujetos a esas pérdidas pueden corroerse o fisurarse (ej.: fisuración cáustica). En caso de considerar la re-inyección se debería realizar un examen ultrasónico de los bulones para asegurar su integridad.

Las caras accesibles de las bridas deberían examinarse para detectar deformaciones y para determinar el estado de las superficies de apoyo de las empaquetaduras. Las superficies de asiento de las empaquetaduras que estén dañadas y que puedan dar lugar a una fuga deberían ser reconstituidas antes de ponerse de nuevo en servicio. Debería prestarse especial atención a las caras de las bridas en servicios de hidroprocesado con alta temperatura/alta presión ya que son propensos a fugas en las juntas durante la puesta en marcha y en servicio. Si las bridas se encuentran excesivamente deformadas o dobladas, sus marcas y sus espesores deberían cotejarse con los requisitos de ingeniería antes de tomar una acción correctiva. Remitirse a ASME PCC-1,  Apéndice D como guía para la evaluación de las caras cara s de las bridas. 5.11.2

Los espárragos de las bridas deberían ser examinados visualmente para detectar corrosión, y para verificar el engrane de su rosca. Los espárragos deberían engranar completamente. Cualquier espárrago que no engrane completamente se considera aceptable si falta engranar no más de un solo un filete de rosca.

5.11.3

Se debería verificar la identificación (marcado) de una muestra representativa de nuevos espárragos y empaquetaduras instaladas para determinar si cumplen con la especificación del material. El marcado se identifica en las normas ASME y ASTM aplicables. Los espárragos dudosos deberían ser verificados o renovados. Si se encuentran espárragos sin marcado, debería llamarse la atención a los involucrados en QA/QC del vendedor/proveedor para adoptar medidas correctivas, pero pueden utilizarse si se verifica que es la especificación apropiada y se corrige el marcado. 5.11.4

5.11.5

Las bridas de servicios alta presión y/o alta temperatura que se han encajonado o que perdieron en

funcionamiento durante el periodo de operación previo deberían recibir especial atención durante las paradas de inspección y mantenimiento para determinar cuáles son las acciones correctivas adecuadas para evitar nuevas fugas.

 

 

Se puede encontrar información adicional sobre la inspección de uniones bridadas en ASME PCC-1,  Artículo 3.5. 5.11.6

5.11

Inspección de cuerpo y tubos de intercambiadores de calor

Remitirse a API 572, Anexo A para más información sobre la inspección de diferentes tipos de intercambiadores de calor y ASMEdePCC-2, intercambiadores calor. Artículo 3.12 como guía para la inspección y reparación del cuerpo y tubos de

6

Intervalo/fre Intervalo/frecuenci cuencia a y extensión de la inspección

6.1 General 6.1.1 Para asegurar la integridad de un recipiente, todo recipiente a presión y los dispositivos de alivio de presión deberán ser inspeccionados en los intervalos/frecuencias establecidos en esta sección 6.1.2 La ins inspección pección adecuada adecuada deberá proporcionar la información necesaria para determinar que todas las secciones o componentes esenciales del equipo son seguros para operar hasta la próxima inspección programada. Los riesgos asociados con paradas operativas y puesta en marcha y la posibilidad de aumento de la corrosión debido a la exposición de las superficies de los equipos al aire y la humedad deberían ser evaluados cuando se está planificando una inspección interna.

6.2 Inspección durante la instalación y cambios de servicio 6.2.1 Instalaciones de recipientes 6.2.1.1 Los recipientes de presión deberán ser inspeccionados por un inspector al momento de la instalación. El propósito de esta inspección es verificar que el equipo es seguro para operar, que no hayan ocurrido daños inaceptables durante su transporte al lugar de instalación, y para iniciar los registros en planta de inspección del equipo. Esta inspección también proporciona una oportunidad para recopilar la información deseada de partida y obtener las lecturas iniciales de espesor en los CMLs designados. Como mínimo la inspección debería incluir lo siguiente: a) verificar que la información de la placa de identificación es correcta y coincide con el reporte de datos del fabricante y con los requisitos de diseño; b) verificar que el equipo está instalado correctamente; que los soportes son adecuados y seguros, que el equipamiento exterior tal como escaleras y plataformas estén asegurados, que la aislación está instalada correctamente, que las bridas y otras conexiones mecánicas están montadas correctamente y que el recipiente está limpio y seco; y c) verificar que los dispositivos de alivio de presión cumplen los requisitos de diseño (dispositivos y presión de ajuste correctos) y están correctamente instalados. Si ocurrió daño, documentarlo y recomendar las reparaciones apropiadas o las evaluaciones de ingeniería necesarias para asegurar que el recipiente sea apto para el servicio. 6.2.1.2 La inspección interna en campo de nuevos recipientes no es requerida siempre que la documentación apropiada (ej. reporte de datos del fabricante) asegure que los recipientes cumplen con los diseños y los requisitos especificados.

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6.2.2

Cambio de servicio del recipiente 6.2.2.1 Si las condiciones de servicio de un recipiente cambian (ej. fluido de proceso, presión máxima de operación, y temperatura máxima y mínima de operación), los intervalos de inspección se deberán establecer para las nuevas condiciones de servicio. 6.2.2.2 Si interna cambian el propietario antes y la ubicación un recipiente, el recipiente deberá ser inspeccionado y externamente de volver de a utilizarlo. Esta inspección debería incluir exámenes que sean el punto de partida para todo examen futuro planificado como resultado del nuevo servicio (ej. si el recipiente va a ser utilizado en un servicio donde exista potencial de corrosión bajo tensión, entonces es recomendable para tener como punto de partida un examen por fisuración en soldaduras). Además, las condiciones permitidas de servicio y el intervalo de inspección deberán ser establecidos para el nuevo servicio. El inspector también debería asegurar que se encuentre archivada la documentación del recipiente (información de seguridad de proceso). 6.2.2.3 En algunos casos (ej. movimiento a una nueva ubicación de recipientes construidos con el Código ASME, Sección VIII, División 2), puede ser requerido un nuevo análisis o una revisión/revalidación de las especificaciones de diseño del usuario.

6.3 Inspección basada en el riesgo (RBI) 6.3.1 Una evaluación RBI puede ser utilizada pa para ra establecer los intervalos de inspección apropiados para inspecciones internas, en línea e inspecciones externas, así como intervalos de inspección y ensayo para los dispositivos de alivio de presión. La evaluación RBI puede permitir que se excedan los intervalos de inspección previamente establecidos en 6.4 y 6.5 incluyendo la inspección de 10 años y la mitad de vida remanente como límite para las inspecciones internas y en línea, y de cinco años como límite para las inspecciones externas. 6.3.2 Cuando el intervalo RBI para la inspección interna o en línea supera el límite de 10 años, la evaluación RBI deberá ser revisada y aprobada por el ingeniero y por el inspector en intervalos no mayores de 10 años o más a menudo si se justifica por los cambios de procesos, equipos, o cambios considerables. 6.3.3 Cuando un RBI se utilice para extender el intervalo de inspección interna o en línea, és ésta ta evaluación debería incluir una revisión del historial de inspecciones y el potencial de atascamiento de los dispositivos de alivio de presión del recipiente. 6.3.4

Las evaluaciones RBI deberían deberían estar en conformidad con las prácticas recomendadas de API 580.

6.4 Inspección externa 6.4.1 A menos que sea justificado mediante una evaluación RBI, a cada recipiente instalado por por encima del suelo se le deberá realizar una inspección visual externa en un intervalo que no exceda el menor de cinco años o el intervalo requerido para la inspección interna o en línea. Es preferible que esta inspección se realice mientras el recipiente esté en operación. El intervalo lo establece el inspector o el ingeniero de acuerdo con el sistema QA del dueño/usuario. 6.4.2 Los intervalos de inspecciones externas para los recipientes en servicio no continuo son los mismos que para los recipientes en servicio continuo, debido a que el medio externo no cambia durante el tiempo fuera de servicio del equipo. Con los equipos retirados y abandonados en el lugar el dueño/usuario puede necesitar que se realicen inspecciones externas para asegurarse que el deterioro de la aislación, los soportes de los equipos y otros elementos relevantes no se hayan deteriorado hasta el punto donde se conviertan en un peligro para el personal.

 

 

6.5 Inspección interna, en línea y para medición de espesores 6.5.1

Intervalo de Inspección

6.5.1.1  A menos que sea justificado mediante una evaluación RBI, el período entre inspecciones internas, en línea, o para medición de espesores no deberá exceder de la mitad de la vida remanente del recipiente o 10 años, lo que la vida sea a cuatro años, lo el intervalo de inspección puede sersea todamenor. la vida Cuando remanente hastaremanente un máximo de menor dos años. El intervalo establece el inspector o el ingeniero de acuerdo con el sistema QA del dueño/usuario. 6.5.1.2 Para los recipientes a presión que están en servicio no continúo, el intervalo se basa en el número de años de servicio efectivo (recipientes en operación) en lugar de años calendario, siempre que, cuando está fuera de servicio el recipiente es: a) aislado de los fluidos de proceso, y b) no expuesto a medios internos corrosivos (ej. purgado con gas inerte o lleno con hidrocarburos no corrosivos). Los recipientes que están en servicio no continuo y no están protegidos adecuadamente contra ambientes corrosivos pueden experimentar un aumento de la corrosión interna mientras están parados. Las velocidades de corrosión deberían ser revisadas cuidadosamente antes de establecer los intervalos de inspección interna o en línea. 6.5.1.3 Un método alternativo para establecer el intervalo de inspección requerida es mediante el cálculo de la MAWP proyectada de cada componente del recipiente como se describe en 7.3. Este procedimiento puede ser iterativo, involucrando la selección de un intervalo de inspección, la determinación de la pérdida esperada de material por corrosión durante el intervalo y el cálculo de la MAWP proyectada. El intervalo de inspección está dentro del máximo permitido siempre que la MAWP proyectada del componente limitante no sea inferior a la menor MAWP de la placa de identificación o resultante de una reclasificación, más la presión hidrostática aplicable. A menos que sea realizada una evaluación RBI, el máximo intervalo de inspección utilizando este método es también de 10 años. 6.5.2

Inspección en línea en reemplazo de las inspecciones internas

6.5.2.1  A criterio del inspector, una inspección en línea puede sustituir a una inspección interna en las situaciones siguientes: a) cuando el tamaño o configuración hace que la entrada al recipiente para inspección interna sea físicamente imposible. b) cuando el ingreso para la inspección interna sea físicamente posible y se cumplan todas las condiciones siguientes: 1) la velocidad de corrosión generalizada de un recipiente es conocida y menor de 0.005 in. (0.125 mm) por año; 2) la vida remanente del recipiente es mayor de 10 años; 3) el carácter corrosivo del contenido, incluido el efecto de los componentes trazadores, ha sido establecido por al menos cinco años en el mismo servicio o servicio similar; 4) no se descubre ninguna condición dudosa durante la inspección externa;

 

 

5) la temperatura de operación del cuerpo de acero del recipiente no supera los límites inferiores de temperatura para el rango de rotura por creep del material del recipiente mencionados en API 5791/ASME FFS, parte 4, tabla 4.1; 6) el recipiente no está sujeto a la fisuración por el medio o daño por hidrógeno debido al fluido manejado; 7) el recipiente no tiene un revestimiento interior no integralmente unido, tal como bandas de revestimiento o placas de revestimiento. 6.5.2.2 Si no se cumplen los requisitos de 6.5.2. 1 b), la próxima inspección deberá ser una inspección interna. Como una alternativa a los límites anteriores, una inspección en línea se puede realizar si una evaluación RBI (por 6.3) determina que el riesgo asociado con el recipiente es aceptablemente bajo y la efectividad de la/s técnica/s de NDE externos es adecuada para el mecanismo de daño esperado. Esta evaluación debería incluir una revisión de las condiciones del proceso pasado y las condiciones probables del proceso futuro. 6.5.2.3 Cuando un recipiente ha sido inspeccionado internamente, los resultados de esta inspección pueden ser utilizados para determinar si una inspección en línea puede sustituir a una inspección interna en un recipiente a presión similar que opera en condiciones iguales o similares de servicio. 6.5.2.4

Lo siguiente puede ser aplicado cuando se comparan recipientes a presión que tienen

igual o similar servicio. a) Cuando un recipiente ha sido inspeccionado internamente, los resultados de la inspección pueden ser utilizados para determinar si una inspección en línea puede sustituir a una inspección interna en otro recipiente a presión operando en el mismo servicio y condiciones. b) Cuando dos o más recipientes a presión se instalan en serie y no se introduce o no se forma de otra manera un contaminante potencialmente corrosivo que pueda afectar la integridad del recipiente en un punto intermedio al conjunto, y si las condiciones de operación son las mismas en cualquier parte del conjunto, y siempre que se disponga de suficiente historial de corrosión, la inspección de uno de los recipientes (preferiblemente el más afectado) puede tomarse como representativa del conjunto. c) La evaluación de riesgos o el análisis RBI pueden ser útiles cuando se considera extender la aplicabilidad del mismo servicio al determinar los requisitos de inspección interna y en línea basados en la comparación de un recipiente a presión con otros recipientes a presión y el número de recipientes a presión para ser inspeccionados dentro de un grupo. 6.5.2.5 Cuando se lleva a cabo una inspección en línea, el tipo y alcance del NDE deberían ser especificados en el plan de inspección. Esto podría incluir mediciones ultrasónicas de espesor, radiografía, u otros medios apropiados NDE para medir el espesor del metal y/o evaluar la integridad de los límites de presión (ej. pared y soldaduras del recipiente). Cuando se lleva a cabo una inspección en línea, el inspector deberá tener acceso suficiente a todas las partes del recipiente (cabezales, cuerpo y boquillas) de manera que pueda ser realizada una evaluación precisa de la condición del recipiente. 6.5.3

Inspección en línea en reemplazo de las inspecciones internas

6.5.2.1 Recipientes multi-zonas Para recipientes grandes con dos o más zonas con diferentes velocidades de corrosión, cada zona puede ser tratada de forma independiente para determinar los intervalos de inspección o para sustituir la inspección interna con una en línea. Cada zona deberá ser inspeccionada en función del intervalo para esa zona.

 

 

6.6 Dispositivos de alivio de presión 6.6.1

General

Los dispositivos de alivio de presión deberán ser ensayados y reparados por una organización reparadora calificada y con experiencia en el mantenimiento de válvulas de alivio de acuerdo a las definiciones de 3.1.62. Los dispositivos de alivio de presión deberían ser inspeccionados, ensayados y mantenidos de acuerdo con API 576. 6.6.2

Proceso de aseguramiento de la calidad (QA)

6.6.2.1 Cada organización reparadora deberá tener sistema QA totalmente documentado. Como mínimo, se deberá incluir lo siguiente en el manual QA: a) portada; b) registro de revisiones; c) índice; d) declaración de autoridades y responsabilidades; e) organigrama; f) alcance del trabajo; g) controles de planos y especificaciones; h) requisitos para el control de materiales y partes; i) programa de reparaciones e inspecciones;  j) requisitos para soldadura, NDE, y tratamiento térmico; k) requisitos para los ensayos de válvulas, ajuste, pruebas de fugas, y sellos; l) ejemplo general de placa de identificación de reparación; m) requisitos para la calibración de instrumentos de medición y ensayos; n) requisitos para la actualización y control de las copias del manual QC; o) ejemplos de formularios; p) requisitos de entrenamiento y calificación para el personal de reparaciones; q) requisitos para el manejo de las no conformidades; r) requisitos de auditorías en taller para asegurar que el cumplimiento a los procedimientos QA. 6.6.2.2 Cada organización reparadora deberá tener además un programa de capacitación completamente documentado el cual deberá asegurar que el personal de reparaciones esté calificado dentro del alcance de las reparaciones.

 

 

6.6.3

Intervalos de ensayos e inspecciones

6.6.3.1 Los dispositivos de alivio de presión deberán ser ensayados e inspeccionados a intervalos que sean lo suficientemente frecuentes para verificar que los mismos funcionan de forma confiable en sus condiciones de servicio particulares. Otros dispositivos de alivio de presión, (ej. discos de ruptura y válvulas rompa vacío) deberán ser inspeccionados a intervalos basados en las condiciones de servicio. El intervalo de inspección para todos los dispositivos de alivio de presión es determinado ya sea por el inspector, por el ingeniero, o por otra persona calificada por el sistema QA del dueño/usuario. 6.6.3.2  A menos que exista experiencia documentada y/o una evaluación RBI indique que es aceptable un intervalo mayor, los intervalos de ensayo e inspección para los dispositivos de alivio de presión en los servicios de procesos típicos no deberían exceder: a) 5 años para los servicios de procesos típicos, y b) 10 años para servicios limpios (que no produzcan atascamientos) y no corrosivos dispositivos 6.6.3.3 Cuando un dispositivo de alivio de presión se encuentra con incrustaciones severas o atascado completamente, la inspección y los intervalos de inspección deberán ser reevaluados para determinar si el intervalo debería ser acortado. La revisión debería tratar de determinar la causa de las incrustaciones o las razones por las que el dispositivo de alivio de presión no funciona correctamente.

6.7

Aplazamiento de la fecha límite de inspección

Las tareas de inspección de los equipos y dispositivos de alivio de presión (no establecidos por RBI) que no se pueden realizar en la fecha fijada pueden aplazarse evaluando previamente los riesgos, por un período de tiempo determinado, cuando sea apropiado. Se deberá realizar un procedimiento de aplazamiento el cual defina el proceso de aplazamiento en base al riesgo, incluyendo un plan de acción correctiva y fecha de aplazamiento, y las aprobaciones necesarias si la inspección de una pieza pie za de un equipo a presión debe aplazarse más allá del intervalo establecido. Dicho procedimiento debería incluir: 1) presencia del personal adecuado de equipos a presión de la empresa, incluyendo el inspector y el representante de la gerencia del dueño/usuario;

2) todos los controles de operación requeridos que sean necesarios para el periodo de funcionamiento extendido; 3) la necesidad de inspección apropiada no intrusiva con NDE, según sea necesario, para justificar la extensión extensió n temporaria; y 4) la documentación apropiada del aplazamiento en los registros del equipo. No obstante lo anterior, el intervalo de inspección o servicio de un dispositivo de alivio de presión puede ser postergado por el inspector, sin otras aprobaciones, basado en una revisión satisfactoria del historial del equipo y un análisis de riesgos adecuado, adecuado, cuando el período de tiem tiempo po durante el cual el ítem a ser postergado postergado no supere el 10% del intervalo de inspecci inspección/serv ón/servicio icio o seis meses, lo que sea menor. Para equipos con intervalos determinados determinados mediante RBI, la evaluación del riesgo existente ex istente debería ser actualizada para determinar el cambio en el riesgo que pueda existir por no hacer la inspección planeada originalmente. Un proceso de aprobación similar al utilizado para los equipos con intervalos no-RBI se debería utilizar para documentar el cambio en e n los niveles de riesgo.

 

 

Los aplazamientos necesitan ser completados y documentados antes de que el equipo sea operado más allá de la fecha de vencimiento vencimiento de la inspección programada y la gerencia del dueño/usuari dueño/usuario o sea puesta al tanto del aum aumento ento del riesgo (si existe) por operar por tiempos que exceden fecha de la inspección programada. Los equipos a presió presión n operados más allá de la fecha de vencimiento de la inspección sin un aplazamiento documentado y aprobado no están permitidos por este código. El aplazamiento de las inspecciones programadas debería ser la excepción ocasional, y no ocurrir con frecuencia.

6.8

Aplazamiento de la fecha límite de recomendaciones de reparación de inspección

Las recomendaciones de reparación de inspección que no se puedan completar en su fecha límite se pueden aplazar por un período determinado de tiempo, si es apropiado, por un cambio documentado en la fecha requerida de realización. El aplazamiento de la fecha límite deberá ser documentado en los registros de inspección y tener el consentimiento del personal de inspección de equipos a presión, entre ellos el inspector y el supervisor de inspección. Las recomendaciones de inspección que no se hayan completado dentro de la fecha límite requerida sin un cambio de fecha documentado y aprobado, no están permitidos por este código y son considerados como de fecha vencida. El aplazamiento de las recomendaciones de inspección debería ser la excepción ocasional y no ocurrir con frecuencia. El equipo debe permanecer dentro de los límites de los espesores mínimos requeridos determinados en este código o por otra evaluación de ingeniería durante el periodo de aplazamiento.

6.9 Revisión de las recomendaciones de reparación de inspección Las recomendaciones del inspector pueden ser cambiadas o eliminadas después de la revisión por el ingeniero de recipientes a presión o por la supervisión de inspección. Si ese es el caso, en los registros de inspección se deberán registrar los motivos, la fecha del cambio/eliminación, y el nombre de la persona que hizo la revisión.

7

Evaluación, análisis, anális is, y registro de la información información de inspección

7.1 Determinación Determinación de la l a velocidad de corrosión 7.1.1

Recipientes a presión existentes

7.1.1.1 La velocidad de corrosión para mecanismos de daño de adelgazamiento se determina por la diferencia entre dos mediciones de espesores dividida por el intervalo de tiempo entre las mediciones. La determinación de la velocidad de corrosión puede incluir información de espesores recogida en más de dos mediciones diferentes. El uso adecuado de las velocidades de corrosión de corto versus largo plazo deberá ser determinado por el inspector. Las velocidades de corrosión de corto plazo se determinan típicamente por las dos mediciones de espesor más recientes mientras que las velocidades de largo plazo utilizan la medición más reciente y la primera medición realizada al comienzo de la vida del equipo. Estas diferentes velocidades de corrosión ayudan a identificar nuevos mecanismos de corrosión y a diferenciarlos de aquellos que han estado actuando en el largo plazo. La velocidad de corrosión de largo plazo (LT) se deberá calcular a partir de la siguiente fórmula:

(  ) () La velocidad de corrosión de corto plazo (ST) deberá ser calculada a partir de la siguiente fórmula:

(  ) () (  ) ()

 

Donde:

t inicial  inicial   es el espesor inicial en la misma CML del tactual. Es el primer espesor medido en esta CML o el espesor al inicio de una nueva velocidad de corrosión por el medio, en in. (mm);

t actual  actual  es el espesor actual en una CML, en in. (mm), medido durante la inspección más reciente; t  previo  es el espesor anterior medido durante la inspección anterior. Es en el mismo lugar que tactual medido durante una inspección anterior, en in. (mm).  Al evaluar las velocidades de corrosión como parte de la evaluación de la infor información, mación, el 7.1.1.2 inspector, en consulta con un especialista en corrosión, deberá seleccionar la velocidad de corrosión que mejor refleje las condiciones actuales. Debería considerarse lo siguiente al evaluar cuál velocidad de corrosión se debe utilizar en una zona corroída para el cálculo de la vida remanente y de la fecha límite de la próxima inspección: a) si el mecanismo de daño es por corrosión generalizada o localizada; b) las zonas sujetas al impacto del fluido, fluido erosivo, o condiciones erosivas-corrosivas; c) tiempo estimado de iniciación del problema de la corrosión (si no es desde la operación inicial) como base para la medición de la pérdida de espesor de pared y el intervalo de tiempo apropiado para determinar la velocidad de corrosión; d) el posible punto donde se produjo el cambio(s) de proceso que puede haber causado la corrosión (como mojado con agua, entrada de cloruros en el proceso, o pH más bajo); e) el efecto de la formación de óxidos ya sea en la protección del componente de la corrosión o de la pérdida de tal protección (tal como una mayor velocidad de flujo que elimina de la pared del recipiente la capa de óxido protectora); f) el potencial de corrosión acelerada en zonas estancadas (tales como aquellas en las cuales puede acumularse sulfuro de hierro); g) Operación continua dentro de la IOW.