Api 570-2016 (2018) - Esp

 

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Código de inspección de tuberías: en servicio Inspección, clasificación, reparación y Alteración de Sistemas de Tuberías

API 570 CUARTA EDICIÓN, FEBRERO 2016 ANEXO 1, MAYO 2017 ANEXO 2, MARZO 2018 FE DE ERRATAS 1, ABRIL 2018

 

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Contenido Página

1 Alcance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1.1 Aplicación general. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1.2 Aplicaciones específicas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1.3 Aptitud para el servicio (FFS) e inspección basada en riesgos (RBI) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 2 Referencias normativas . . . . . . . . . . . .

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3 Términos, definiciones, acrónimos y abreviaturas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 3.1 Términos y Definiciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

3.2 Siglas y abreviaturas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ............................. dieciséis 4 Organización de inspección de propietarios/usuarios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 ......... 4.1 Generalidades. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .18 4.2 Cualificación y certificación de inspectores de tuberías autorizados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 .......... 4.3 Responsabilidades. . . . . . .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .18 5 Prácticas de inspección, examen y prueba de presión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 ............. 5.1 Planes de inspección. . . . .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. . . . .. 22 .................... ............. 5.2 carreras impulsadas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. .. ... .. .. . . . .. .. 24 5.3 Preparación para la Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 5.4 Inspección de Tipos y Localizaciones de Daños Modos de Deterioro y Falla. . . . . . . . . . . . . . . . 26 5.5 Tipos Generales de Inspección y Vigilancia. . . . . . . . . . . . . .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. . . . . . . 28 5.6 CML. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 5.7 Métodos de monitoreo de condición. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .33 .. 5.8 Inspección de corrosión bajo aislamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 5.9 Inspección del punto de mezcla. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 5.10 Inspección del punto de inyección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 5.11 Prueba de presión de sistemas de tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 5.12 Verificación y trazabilidad de materiales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 5.13 Inspección de válvulas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 5.14 Inspección de soldaduras en servicio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 5.15 Inspección de juntas con bridas. . . . . . .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 6 Intervalo/Frecuencia y Extensión de la Inspección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 6.1 Generalidades. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .43 ......... ..... .............. 6.2 Inspección durante la instalación y cambios de servicio. . . . . .. .. .. .. .. .. .. .. .. 44 . . . . . . . . . . . . . . 6.3 Planificación de la inspección de tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 6.4 Alcance de las inspecciones visuales externas y CUI. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 6.5 Alcance de la Inspección de Medición de Espesores y Análisis de Datos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 6.6 Alcance de las inspecciones de tuberías de diámetro pequeño, tramos muertos, tuberías auxiliares y conexiones roscadas. 51 ................... 6.7 Inspección y mantenimiento de dispositivos de alivio de presión (PRD) . . . . . . . . . . 53 7 Evaluación, análisis y registro de datos de inspección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 7.1 Determinación de la tasa de corrosión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 7.2 Cálculos de vida restante. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 7.3 Sistemas de tuberías recién instalados o cambios en el servicio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 7.4 Tuberías existentes y de reemplazo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 7.5 Determinación de MAWP. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 7.6 Determinación del espesor requerido. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 7.7 Evaluación de los resultados de la inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .57 .......... 7.8 Análisis de tensión de tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 7.9 Informes y registros para la inspección del sistema de tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 v

 

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Contenido Página

7.10 Recomendaciones de inspección para reparación o reemplazo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 7.11 Registros de Inspección para Inspecciones Externas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 7.12 Informes de fallas y fugas de tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 7.13 Aplazamiento de Inspecciones, Exámenes y Pruebas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 8 Reparaciones, Alteraciones y Reclasificación de Sistemas de Tuberías . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 8.1 Reparaciones y Alteraciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 8.2 Soldadura y Hot Tapping. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . sesenta y cinco 8.3 Recalificación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 ......................... ......................... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 .............. 9.2 Vigilancia visual por encima del nivel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 . . . . . . . . . . . . . . 9.3 Encuesta de potencial de intervalo cercano. .

9 Inspección de tuberías enterradas . . . . . . . . 9.1 Generalidades. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

9.4 Encuesta de vacaciones de revestimiento de tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 9.5 Resistividad del suelo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. . . 72 9.6 Monitoreo de Protección Catódica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. .. . . . . . . . 72 9.7 Métodos de inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 9.8 Frecuencia y alcance de la inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73 9.9 Reparaciones a Sistemas de Tuberías Enterradas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 ...... 9.10 Registros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. ..... .. .. .. .. . . . . . .. .. .. .. ......75 Anexo A (informativo) Certificación del Inspector. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76 Anexo B (informativo) Solicitudes de Interpretaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77 Anexo C (informativo) Ejemplos de Reparaciones. . . . . . . . .

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Anexo D (informativo) Dos ejemplos del cálculo de MAWP que ilustran el uso del concepto de vida media de corrosión. . . ....................................... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80 Bibliografía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81 Cifras 1 Circuito de tubería de punto de inyección típico . . . . . . . . . . .

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C.1 Manguito de reparación de cerco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78 C.2 Pequeños parches de reparación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79 Mesas 1 Intervalos de inspección máximos recomendados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 2 Extensión recomendada de la inspección CUI después de la inspección visual de tuberías susceptibles . . . . . . . 48 3 Métodos de soldadura como alternativas al tratamiento térmico posterior a la soldadura Espesor de calificación para placas de prueba y reparación de ranuras. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 4 Frecuencia de Inspección de Tubería Enterrada Sin Protección Catódica Efectiva . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

 

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Código de inspección de tuberías: Inspección en servicio, clasificación, reparación y alteración de sistemas de tuberías

1 Alcance 1.1 Aplicación general 1.1.1 Cobertura API 570 cubre los procedimientos de inspección, calificación, reparación y alteración para sistemas de tuberías metálicas y de plástico reforzado con fibra de vidrio (FRP) y sus dispositivos de alivio de presión asociados que se han puesto en servicio. Este Código de inspección se aplica a todas las tuberías de procesos químicos y de hidrocarburos cubiertas en 1.2.1 que se han puesto en servicio a menos que se designen específicamente como opcionales según 1.2.2. Esta publicación no cubre la inspección de equipos especiales que incluyen instrumentación, tubos de intercambio y válvulas de control. Sin embargo, este Código de tuberías podría ser utilizado por propietarios/usuarios en otras industrias y otros servicios a su discreción. Los sistemas de tuberías de proceso que han sido retirados del servicio y abandonados en el lugar ya no están cubiertos por este Código de "inspección en servicio". Sin embargo, es posible que las tuberías abandonadas en su lugar aún necesiten cierta cantidad de inspección y/o mitigación de riesgos para garantizar que no se conviertan en un peligro para la seguridad del proceso debido al deterioro continuo. Los sistemas de tuberías de proceso que están temporalmente fuera de servicio pero que han sido suspendidos (conservados para un posible uso futuro) todavía están cubiertos por este Código.

1.1.2 Intención La intención de este Código es especificar el programa de inspección y monitoreo de condición en servicio, así como la guía de reparación que se necesita para determinar y mantener la integridad continua de los sistemas de tuberías. Ese programa debe proporcionar evaluaciones razonablemente precisas y oportunas para determinar si algún cambio en la condición de las tuberías podría comprometer la operación segura continua. También es la intención de este Código que el propietario/usuario responda a cualquier resultado de inspección que requiera acciones correctivas para asegurar la integridad continua de la tubería de acuerdo con el análisis de riesgo apropiado. API 570 está diseñado para ser utilizado por organizaciones que mantienen o tienen acceso a una agencia de inspección autorizada, una organización de reparación e ingenieros, inspectores y examinadores de tuberías técnicamente calificados, todo como se define en la Sección 3.

1.1.3 Limitaciones API 570 no debe utilizarse como sustituto de los requisitos de construcción originales que rigen un sistema de tuberías antes de que se ponga en servicio; ni se utilizará en conflicto con los requisitos reglamentarios vigentes. Si los requisitos de este Código son más estrictos que los requisitos reglamentarios, entonces regirán los requisitos de este Código.

1.2 Aplicaciones específicas El término no metálicos tiene una definición amplia pero en este Código se refiere a los grupos de plásticos reforzados con fibra englobados por las siglas genéricas FRP (plástico reforzado con fibra de vidrio) y GRP (plástico reforzado con fibra de vidrio). Los no metálicos extruidos, generalmente homogéneos, como el polietileno de alta y baja densidad, no están específicamente cubiertos por este Código. Consulte API 574 y MTI 129 para obtener orientación sobre problemas de degradación e inspección asociados con tuberías de FRP.

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API 570

1.2.1 Servicios de fluidos incluidos

Salvo lo dispuesto en 1.2.2, API 570 se aplica a los sistemas de tuberías para fluidos de proceso, hidrocarburos y servicios de fluidos tóxicos o inflamables similares, como los siguientes:

a) petróleo y productos químicos crudos, intermedios y terminados;

b) líneas de catalizador;

c) hidrógeno, gas natural, gas combustible y sistemas de antorcha;

d) aguas ácidas y corrientes de desechos peligrosos;

e) servicios de fluidos peligrosos;

f) fluidos criogénicos tales como: líquido N2, H2, O2 y aire; g) gases de alta presión superiores a 150 psig tales como: He, H2, O2 y N2 gaseosos. 1.2.2 Sistemas de tuberías y servicios de fluidos opcionales

Los servicios de fluidos y las clases de sistemas de tuberías que se enumeran a continuación son opcionales con respecto a los requisitos de API 570: a) servicios de fluidos peligrosos por debajo de los límites de umbral designados, según lo definido por las reglamentaciones jurisdiccionales;

b) servicios de agua (incluidos los sistemas de protección contra incendios), vapor, condensado de vapor, agua de alimentación de calderas y servicios de fluidos de Categoría D según se define en ASME B31.3;

c) otras clases de tubería que están exentas del código de tubería de proceso aplicable.

1.3 Aptitud para el servicio (FFS) e inspección i nspección basada en riesgos (RBI) Este Código de inspección reconoce los conceptos de aptitud para el servicio para evaluar el daño en servicio de los componentes de las tuberías que contienen presión. API 579-1/ASME FFS-1, Aptitud para el servicio proporciona procedimientos detallados de evaluación de FFS para tipos específicos de daños a los que se hace referencia en este Código. Este Código de inspección también reconoce los conceptos de RBI para determinar los intervalos de inspección o las fechas de vencimiento y las estrategias. API 580 proporciona los elementos básicos mínimos y recomendados para desarrollar, implementar y mantener un programa de inspección basado en riesgos (RBI) para equipos fijos, incluidas las tuberías. API 581 proporciona un conjunto de metodologías para evaluar el riesgo (tanto POF como COF) y para desarrollar planes de inspección.

2 Referencias normativas Los siguientes documentos referenciados son indispensables para la aplicación de este documento. Para las referencias con fecha, sólo se aplica la edición citada. Para las referencias sin fecha, se aplica la última edición del documento de referencia (incluidas las modificaciones).

Norma API 510, Código de inspección de recipientes a presión: Inspección de mantenimiento, calificación, reparación y alteración  Norma API 530, Cálculo de espesores de tubos calentadores en refinerías de petróleo 

Práctica recomendada API 571, Mecanismos de daño que afectan equipos fijos en la industria de refinación  Práctica recomendada API 572, Prácticas de inspección para recipientes a presión 

 

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CÓDIGO DE INSPECCIÓN DE TUBERÍAS : INSPECCIÓN EN SERVICIO , C LASIFICACIÓN, REPARACIÓN Y ALTERACIÓN DE SISTEMAS DE TUBERÍAS

Práctica recomendada API 574, Prácticas de inspección para componentes de sistemas de tuberías  Práctica recomendada API 576, Inspección de dispositivos de alivio de presión  Práctica recomendada API 577, Inspección de soldadura y metalurgia  Práctica recomendada API 578, Programa de verificación de materiales para sistemas de tuberías nuevos y existentes  Norma API 579-1/ASME FFS-1, aptitud para el servicio  Práctica recomendada API 580, Inspección basada en riesgos  Práctica recomendada API 583, Corrosión bajo aislamiento  Práctica recomendada API 584, Integridad Operando Windows  Norma API 598, Inspección y prueba de válvulas  Práctica recomendada API 939-C, Pautas para evitar fallas de corrosión por sulfuración (sulfídica) en refinerías de petróleo  Práctica recomendada API 941, aceros para servicio de hidrógeno a temperaturas y presiones elevadas en petróleo  Refinerías y Plantas Petroquímicas 

Publicación API 2201, Prácticas seguras de perforación en caliente en las industrias petrolera y petroquímica  ASME B16.34 1, Válvulas—Bridadas, Roscadas y Extremo para Soldar  ASME B31.3, Tubería de proceso  Código ASME para calderas y recipientes a presión (BPVC), Sección V, Examen no destructivo  ASME BPVC, Sección IX, Calificaciones de soldadura y soldadura fuerte  ASME PCC-1, Directrices para ensamblaje de juntas de brida atornillada con límite de presión  ASME PCC-2, Reparación de Equipos a Presión y Tuberías  ASTM G57 2, Método para la medición de campo de la resistividad del suelo utilizando el método de cuatro electrodos de Wenner  NACE RP 0472 3, Métodos y controles para prevenir el agrietamiento ambiental en servicio de soldaduras de acero al carbono en entornos corrosivos de refinación de petróleo 

NACE MR 0103, Materiales resistentes al agrietamiento por estrés de sulfuro en ambientes corrosivos de refinación de petróleo  NACE SP 0102, Inspección en línea de tuberías  NACE RP 0502, Evaluación directa de la corrosión externa de tuberías. Metodología  NFPA 704 4, Sistema estándar para la identificación de los peligros de los materiales para la respuesta a emergencias 

1ASME International, 3 Park Avenue, Nueva York, Nueva York 10016-5990, www.asme.org. 2ASTM International, 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken, Pensilvania 19428, www.astm.org. 3NACE International (antes Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión), 1440 South Creek Drive, Houston, Texas 772188340, www.nace.org 4NFPA Asociación Nacional de Protección contra Incendios, 1 Batterymarch Park Quincy, Massachusetts EE. UU. 02169-7471

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API 570

3 Términos, definiciones, siglas y abreviaturas A los efectos de este documento, se aplican los siguientes términos, definiciones, acrónimos y abreviaturas.

3.1 Términos y definiciones 3.1.1 Sistema de tuberías, circuito o secciones contiguas del mi smo abandonados en el lugarque cumplan con todo lo siguiente: ha sido desmantelado sin intención de uso futuro; ha sido completamente desinventariado/purgado de hidrocarburos/químicos; y está físicamente desconectado (p. ej., con espacio de aire) de todas las fuentes de energía y/u otras tuberías/equipos.

3.1.2 material de aleación Cualquier material metálico (incluidos los materiales de relleno para soldadura) que contiene elementos de aleación, como cromo, níquel o molibdeno, que se agregan intencionalmente para mejorar las propiedades mecánicas o físicas y/o la resistencia a la corrosión. Las aleaciones pueden ser de base ferrosa o no ferrosa.

NOTA Los aceros al carbono no se consideran aleaciones para los fines de este Código. 3.1.3 alteración Un cambio físico en cualquier componente que tiene implicaciones de diseño que afectan la capacidad de contención de presión o la flexibilidad de un sistema de tuberías más allá del alcance de su diseño original. No se consideran alteraciones las reposiciones comparables o duplicadas y las reposiciones en especie.

3.1.4 código aplicable El código, la sección del código u otra norma o práctica de ingeniería reconocida y generalmente aceptada según la cual se construyó el sistema de tuberías o que el propietario/usuario o el ingeniero de tuberí as considera que es la más adecuada para la situación, incluidos pero no limitado a la última edición de ASME B31.3.

3.1.5 autorización Aprobación/acuerdo para realizar una actividad específica (por ejemplo, reparación de tuberías) antes de que se realice la actividad.

3.1.6 organismo de inspección autorizado Definido como cualquiera de los siguientes: a) la organización de inspección de la jurisdicción en la que se utiliza el sistema de tuberías, b) la organización de inspección de una compañía de seguros que tiene licencia o está registrada para suscribir seguros para t uberías sistemas; c) un propietario o usuario de sistemas de tuberías que m antiene una organización de inspección para actividades relacionadas únicamente con su equipos y no para sistemas de tuberías destinados a la venta o reventa; d) una organización de inspección independiente empleada por o bajo contr ato con el propietario/usuario de los sistemas de tuberías que son utilizados únicamente por el propietario/usuario y no para la venta o reventa; e) una organización de inspección independiente autorizada o reconocida por la jurisdicción en la que se encuentra el sistema de tuberías. utilizado y empleado por o bajo contrat o con el propietario/usuario.

 

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3.1.7 inspector autorizado de tuberías

Un empleado de una organización propietaria/usuaria o agencia de inspección autorizada (3.1.6) que está calificado y certificado por examen bajo las disposiciones de la Sección 4 y el Anexo A y es capaz de realizar las funciones especificadas en API 570 cuando se le contrate o se le ordene hacerlo. Un examinador de NDE no está obligado a ser un inspector de tuberías autorizado. Cada vez que se usa el término inspector en API 570, se refiere a un inspector de tuberías autorizado. 3.1.8 tubería auxiliar Tubería de instrumentos y maquinaria, típicamente tubería de proceso secundario de diámetro pequeño que se puede aislar del primario

sistemas de tuberías, pero normalmente no está aislado. Los ejemplos incluyen líneas de lavado, líneas de aceite de sello, líneas de analizador, líneas de equilibrio, Líneas de gas amortiguador, drenajes y ventilaciones.

3.1.9 ubicaciones de monitoreo de condición CML Áreas designadas en sistemas de

tuberías donde se realizan exámenes periódicos para evaluar la condición de la tubería Las CML pueden contener uno o más puntos de examen y utilizar múltiples técnicas de inspección que son basado en el(los) mecanismo(s) de daño previsto(s). Los CML pueden ser una sola área pequeña en un sistema s istema de tuberías, por ejemplo, una tubería de 2 pulg.

Punto o plano de diámetro a través de una sección de una tubería donde existen puntos de examen en los cuatro cuadrantes del plano. NOTA Las CML ahora incluyen, pero no se limitan a lo que antes se denominaba TML. 3.1.10

código de construcción El código o estándar según el cual se construyó originalmente el sistema de tuberías (p. ej., ASME B31.3). 3.1.11 punto de contacto

Los lugares en los que una tubería o componente descansa sobre o contra un soporte u otro objeto que puede aumentar su susceptibilidad susceptibilid ad a la corrosión externa, rozamiento, desgaste o deformación, especial especialmente mente como resultado de la humedad y/o sólidos recolectando en la interfaz de la tubería y el miembro de soporte. 3.1.12

margen de corrosión Espesor del material superior al espesor mínimo requerido para permitir la pérdida de metal (p. ej., corrosión o erosión) durante la vida útil del componente de tubería. NOTA El margen de corrosión no se utiliza en los cálculos de resistencia de diseño. 3.1.13 barrera contra la

corrosión La tolerancia a la corrosión en los equipos de FRP normalmente se compone de una superficie interior y una capa interior que es especificado según sea necesario para proporcionar la mejor resistencia general al ataque químico. 3.1.14

tasa de corrosión La tasa de pérdida de metal (p. ej., reducción del espesor debido a la erosión, erosión/corro erosión/corrosión sión o la(s) reacción(es) química(s) con medio ambiente, etc.) de mecanismos de daño internos y/o externos. 3.1.15 especialista en corrosión

Una persona aceptable para el propietario/usuario propietario/usuario que tenga conocimientos y experiencia en los procesos químicos específicos, mecanismos de degradación, selección de materiales, métodos de mitigación de la corrosión, técnicas de monitoreo de la corrosión y su impacto en los sistemas de tuberías.

 

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API 570

3.1.16 corrosión bajo aislamiento (CUI)

Corrosión externa de tuberías de acero al carbono y acero de baja aleación como resultado del agua atrapada debajo del aislamiento. El agrietamiento por corrosión bajo tensión de cloruro externo (ECSCC) del acero inoxidable austenítico y dúplex bajo aislamiento también se clasifica como daño CUI.

3.1.17 válvulas de retención críticas Válvulas de retención en sistemas de tuberías que han sido identificadas como vitales para la seguridad del proceso (ver 5.13). Las válvulas de retención críticas son aquellas que deben operar de manera confiable para evitar la posibilidad de eventos peligrosos o consecuencias sustanciales en caso de que ocurra un flujo inverso.

3.1.18 servicio cíclico Se refiere a las condiciones de servicio que pueden resultar en carga cíclica y producir daño por fatiga o falla (por ejemplo, carga cíclica de presión, cargas térmicas y/o mecánicas). Otras cargas cíclicas asociadas con la vibración pueden surgir de fuentes tales como impactos, vórtices de flujo turbulento, resonancia en compresores y viento, o cualquier combinación de los mismos. Consulte también API/ASME 579-1/ASME FFS-1, Definición de servicio cíclico, en la Sección I.13 y los métodos de detección en el Anexo B1.5, así como la definición de "condiciones cíclicas severas" en la Sección ASME B31.3 300.2, Definiciones.

3.1.19 mecanismo de daño Cualquier tipo de deterioro encontrado en la industria de procesos químicos y de refinación que puede resultar en pérdida/fallas/defectos de metal que pueden afectar la integridad de los sistemas de tuberías (por ejemplo, corrosión, agrietamiento, erosión, abolladuras y otros problemas mecánicos, físicos). o impactos químicos). Consulte API 571 para obtener una lista completa y una descripción de los mecanismos de daño que pueden afectar los sistemas de tuberías de proceso en las industrias de procesos químicos, petroquímicos y de refinación.

3.1.20 tasa de daño La tasa de deterioro distinta de la corrosión, es decir, tasa de agrietamiento, tasa de HTHA, tasa de fluencia, etc.

3.1.21 tramos muertos Componentes de un sistema de tuberías que normalmente tienen poco o ningún flujo significativo. Algunos ejemplos incluyen derivaciones ciegas (cigadas), líneas con válvulas de bloqueo normalmente cerradas, líneas con un extremo ciego, patas de soporte ficticias presurizadas, tubería de derivación de válvula de control estancada, tubería de bomba de repuesto, bridas de nivel, tubería de cabezal de entrada y salida de dispositivo de alivio de presión, tubería de bomba recorte las líneas de derivación, las ventilaciones de puntos altos, los puntos de muestreo, los drenajes, los purgadores y las conexiones de los instrumentos. Los tramos muertos también incluyen tuberías que ya no están en uso pero que aún están conectadas al proceso.

3.1.22 defecto Una imperfección de un tipo o magnitud que excede los criterios de aceptación.

3.1.23

aplazamiento Un aplazamiento aprobado y documentado de una inspección, prueba o examen. Véase 7.13.

 

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3.1.24 presión de diseño (de un componente de tubería)

La presión en la condición más severa de presión y temperatura interna o externa coincidente (mínima o máxima) esperada durante el servicio. Es la misma que la presión de diseño definida en ASME B31.3 y otras secciones del código y está sujeta a las mismas reglas relacionadas con las variaciones de presión o temperatura o ambas. temperatura de diseño (de un componente del sistema de tuberías)

La temperatura a la cual, bajo la presión coincidente, se requiere el mayor espesor o la clasificación más alta del componente. Es la misma que la temperatura de diseño definida en ASME B31.3 y otras secciones del código y está sujeta a las mismas reglas relacionadas con las variaciones de presión o temperatura o ambas. NOTA Diferentes componentes en el mismo circuito o sistema de tuberías pueden tener diferentes temperaturas de diseño. Al establecer esta temperatura, se deben tener en cuenta las temperaturas del fluido del proceso, la temperatura ambiente, las temperaturas de los medios de calefacción/refrigeración y el aislamiento.

3.1.25 fecha de

vencimiento La fecha establecida por el propietario-usuario y de acuerdo con este código, en la que vence o debe completarse una inspección, prueba, examen o recomendación de inspección. La fecha puede establecerse mediante metodologías de inspección basadas en reglas (p. ej., intervalos fijos, intervalo de vida media de retiro, fecha de retiro), metodologías basadas en riesgos (p. ej., fecha objetivo de RBI), resultados de análisis de idoneidad para el servicio, agencia de inspección propietario-usuario prácticas/procedimientos/directrices, o cualquier combinación de los mismos. 3.1.26 punto de examen Punto de registro punto de medición punto de prueba. Una ubicación específica en un sistema de tuberías para obtener una medición de

espesor repetible con el fin de establecer una tasa de corrosión precisa. Las CML pueden contener varios puntos de examen. NOTA Punto de prueba es un término que ya no se usa, ya que "prueba" en este Código se refiere a pruebas mecánicas o físicas (por ejemplo, pruebas de tracción o pruebas de presión).

3.1.27 exámenes El

acto de realizar cualquier tipo de NDE con el fin de recopilar datos y/o funciones de control de calidad realizadas por los examinadores. NOTA Los exámenes suelen ser aquellas acciones realizadas por personal NDE, inspectores de soldadura o revestimiento, pero también pueden ser realizadas por inspectores de tuberías autorizados.

3.1.28 examinador

Una persona que ayuda al inspector realizando NDE específicos en los componentes del sistema de tuberías y evalúa los criterios de aceptación aplicables (cuando esté calificado para hacerlo), pero no evalúa los resultados de esos exámenes de acuerdo con los requisitos de API 570, a menos que específicamente capacitado y autorizado para ello por el propietario/usuario. 3.1.29 inspección externa

Una inspección visual realizada desde el exterior de un sistema de tuberías para localizar problemas externos que podrían afectar la capacidad de los sistemas de tuberías para mantener la integridad de la presión (ver 5.5.4). Las inspecciones externas también están destinadas a encontrar condiciones que comprometan la integridad del revestimiento y la cubierta aislante, las estructuras de soporte y los accesorios (p. ej., puntales, soportes de tuberías, zapatas, soportes colgantes, instrumentos y conexiones de ramales pequeños).

 

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API 570

3.1.30 Evaluación de Aptitud para el Servicio Una metodología de ingeniería mediante la cual las fallas y otros deterioros/daños contenidos dentro de los sistemas de tuberías son evaluado para determinar la integridad estructural de la tubería para servicio continuo (ver API 579-1/ASME FFS-1). 3.1.31 accesorio Componente de tubería generalmente asociado con una conexión de derivación, un cambio de dirección o un cambio en el diámetro de la tubería. Las bridas no se consideran accesorios. 3.1.32 materiales inflamables Como se usa en este Código, incluye todos los fluidos que soportarán la combustión. Consulte NFPA 704 para obtener orientación sobre la clasificación fluidos en 6.3.4. NOTA Algunos documentos reglamentarios incluyen definiciones separadas separadas de inflamables y combustibles en función de su punto de inflamación. En este documento inflamable se utiliza para describir tanto el punto de inflamación, el punto de ebullición, la temperatura de autoignición u otras propiedades se utilizan además para describir mejor el peligro.

3.1.33 punto de inflamación La temperatura más baja a la que un producto inflamable emite suficiente vapor para formar una mezcla inflamable en el aire (por ejemplo, el punto de inflamación de la gasolina es de aproximadamente -45 ° °F, F, el punto de inflamación del diesel varía de aproximadamente 125 °F a 200 °F).

NOTA Se requiere una fuente de ignición para provocar la ignición por encima del punto de inflamación, pero por debajo de la temperatura de autoignició autoignición. n.

3.1.34 falla Una imperfección en un sistema de tuberías generalmente detectada por NDE que puede o no ser un defecto dependiendo de la criterios de aceptación aplicados. 3.1.35 Corrosión general Corrosión que se distribuye más o menos uniformemente sobre la superficie de la tubería, en lugar de estar localizada en naturaleza.

3.1.36 punto de espera Un punto en el proceso de reparación o alteración más allá del cual el trabajo no puede continuar hasta que se realice la inspección/  el examen ha sido realizado y verificado. 3.1.37 imperfección Defectos u otras discontinuidades observadas durante la inspección que pueden estar sujetas a criterios de aceptación durante una análisis de ingeniería e inspección. 3.1.38 indicación Una respuesta o evidencia que resulta de la aplicación de una técnica de evaluación no destructiva. 3.1.39 examinador de haz de ángulo de UT calificado en la industria Una persona que posee una calificación de haz de ángulo ultrasónico de API (p. ej. API QUTE/QUSE Detección y Pruebas de dimensionamiento) o una calificación equivalente aprobada por el propietario/usuario. NOTA Las reglas de equivalencia se definen en el sitio web de API ICP.

 

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3.1.40 punto de inyección

Los puntos de inyección son lugares donde se introducen agua, vapor, productos químicos o aditivos de proceso en un proceso corriente a tasas de flujo/volumen relativamente bajas en comparación con la tasa de flujo/volumen de la corriente principal. NOTA Inhibidores de corrosión, neutralizadores, antiincrustan antiincrustantes tes de proceso, desemulsificantes desalinizadores, secuestrantes de oxígeno, cáusticos y agua Los lavados se reconocen con mayor frecuencia como que requieren una atención especial en el diseño del punto de inyección. Aditivos de proceso, productos químicos y el agua se inyectan en las corrientes de proceso para lograr objetivos de proceso específico específicos. s. Los puntos de inyección no incluyen ubicaciones donde se unen dos corrientes de proceso (ver 3.1.60, puntos de mezcla). EJEMPLO Agentes clorantes en reformadores, inyección de agua en sistemas aéreos, inyección de polisulfuro en craqueo catalítico húmedo gas, inyecciones de antiespumantes, inhibidores y neutralizadores. 3.1.41 en servicio

Designa un sistema de tuberías que ha sido puesto en operación en oposición a una nueva construcción antes de ser puesto en servicio. servicio o jubilado. Un sistema de tuberías que actualmente no está en operación debido a una interrupción del proceso todavía se considera que está en Servicio. La etapa operativa del ciclo de vida de un sistema de tuberías que comienza con la puesta en marcha inicial y finaliza cuando el sistema de tuberías finalmente se retire del servicio o se abandone en su lugar. NOTA 1 No incluye los sistemas de tuberías que todavía están en construcción o en transporte al sitio antes de ser puestos en servicio. o sistemas de tuberías que han sido retirados. NOTA 2 Los sistemas de tuberías que actualmente no están en funcionamiento debido a una interrupción temporal del proceso, una parada u otro la actividad de mantenimiento todavía se considera que está “en servicio”. La tubería de repuesto instalada también se considera en servicio; mientras que repuesto la tubería que no está instalada no se considera en servicio. 3.1.42 Inspección en servicio

Todas las actividades de inspección asociadas con las tuberías después de que se hayan puesto inicialmente en servicio pero antes de que se hayan retirado. 3.1.43 Inspección

La evaluación externa, interna o en línea (o cualquier combinación de las tres) del estado de las tuberías realizada por el inspector autorizado o su designado. NOTA La NDE puede ser realizada por examinadores a discreción del inspector de tuberías autorizado responsable y convertirse en parte de el proceso de inspección, pero el inspector de tuberías autorizado responsable deberá revisar y aprobar los resultados. 3.1.44 código de inspección

Título abreviado de este Código (API 570). 3.1.45 plan de inspección

Un conjunto documentado de acciones y estrategias que detallan el alcance, la extensión, los métodos y el momento de una inspección específica. actividades para determinar la condición de un sistema/circuito de tuberías en función del daño definido/esperado. (ver 5.1). 3.1.46 inspector

Un inspector de tuberías autorizado según este Código de inspección. 3.1.47 ventana operativa de i ntegridad (IOW)

Límites establecidos para variables de proceso que pueden afectar la integridad del equipo si el proceso operación se desvía de loslas límites establecidos por (parámetros) un tiempo predeterminado. Ver 4.3.1.4.

 

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API 570

3.1.48 Servicio intermitente Condición de un sistema de tuberías en el que no está en servicio operativo continuo, es decir, funciona a intervalos regulares o irregulares en lugar de hacerlo continuamente. NOTA Las paradas ocasionales u otras interrupciones de mantenimiento poco frecuentes en un servicio de proceso continuo no constituyen un servicio intermitente.

3.1.49 inspección interna Inspección realizada en la superficie interior de un sistema de tuberías utilizando métodos visuales y/o NDE (p. ej., boroscopio). La NDE en el exterior de la tubería para determinar el espesor remanente no constituye una inspección interna. 3.1.50 jurisdicción Una administración gubernamental legalmente constituida que puede adoptar normas relativas a los sistemas de tuberías de proceso. 3.1.51 brida de nivel El conjunto de tubería asociado con un indicador de nivel conectado a un recipiente. 3.1.52

revestimiento Un material no metálico o metálico, instalado en el interior de la tubería, cuyas propiedades son más adecuadas para resistir el daño del proceso que el material del sustrato. 3.1.53 Corrosión localizada Deterioro restringido a regiones aisladas en un sistema de tuberías, es decir, corrosión confinada a un área limitada de la superficie del metal (por ejemplo, corrosión no uniforme). 3.1.54 bloqueo/etiquetado Un procedimiento de seguridad que se utiliza para garantizar que la tubería esté correctamente aislada y que no se pueda energizar o volver a poner en servicio antes de completar el trabajo de inspección, mantenimiento o servicio. 3.1.55 reparaciones mayores Reparaciones de soldadura que involucran la remoción y reemplazo de grandes secciones de sistemas de tuberías. 3.1.56 gestión de cambios MOC Un sistema de gestión documentado para la revisión y aprobación de cambios (tanto físicos como de proceso) en los sistemas de tuberías antes de la implementación del cambio. El proceso MOC incluye la participación del personal de inspección que puede necesitar modificar los planes de inspección como resultado del cambio.

3.1.57 programa de verificación de materiales Un procedimiento documentado de aseguramiento de la calidad que se utiliza para evaluar los materiales de aleación metálica (incluidas las soldaduras y los accesorios donde se especifique) para verificar la conformidad con el material de aleación seleccionado o especificado designado por el propietario/  usuario. NOTA Este programa puede incluir una descripción de métodos para pruebas de materiales de aleación, marcado de componentes físicos y mantenimiento de registros del programa (ver API 578).

 

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3.1.58 presión de trabajo máxima permitida MAWP La

presión interna máxima permitida en el sistema de tuberías para operación continua en la condición más severa de presión y temperatura interna o externa coincidente (mínima o máxima) esperada durante el servicio. Es la misma que la presión de diseño, tal como se define en ASME B31.3 y otras secciones del código, y está sujeta a las mismas reglas relacionadas con las variaciones de presión o temperatura o ambas. Si el sistema de tuberías está siendo reclasificado, la nueva MAWP será la MAWP reclasificada.

3.1.59 grosor mínimo de alerta (grosor de bandera)

Un espesor mayor que el espesor mínimo requerido que proporciona una alerta temprana a partir de la cual se gestiona la vida útil futura de la tubería a través de una inspección adicional y una evaluación de la vida útil restante. 3.1.60 temperatura mínima de diseño del metal/temperatura mínima permisible MDMT/MAT La

temperatura más baja permisible del metal para un material dado en un espesor específico basado en su resistencia a la fractura frágil. En el caso de MAT, puede ser una sola temperatura, o un conjunto de temperaturas de operación permisibles en función de la presión. Por lo general, es la temperatura mínima a la que se puede aplicar una carga significativa a un sistema de tuberías, tal como se define en el código de construcción aplicable. También se puede obtener a través de una evaluación de aptitud para el servicio.

3.1.61 Espesor mínimo requerido Tmin El

espesor sin margen de corrosión para cada componente de un sistema de tuberías basado en los cálculos del código de diseño apropiado y el esfuerzo admisible del código que considera las cargas de presión, mecánicas y estructurales. NOTA Como alternativa, los espesores mínimos requeridos requeridos se pueden volver a evaluar mediante el análisis de aptitud para el servicio de acuerdo con API 579-1/ASME FFS-1. 3.1.62 punto de mezcla

Los puntos de mezcla son ubicaciones en un sistema de tuberías de proceso donde se encuentran dos o más corrientes. La diferencia en las corrientes puede ser la composición, la temperatura o cualquier otro parámetro que pueda causar deterioro y puede requerir consideraciones de diseño adicionales, límites de operación, inspección y/o monitoreo del proceso. 3.1.63 no conformidad Un

elemento que no está de acuerdo con los códigos, estándares u otros requisitos especificados. NOTA Una no conformidad no significa necesariamente que el artículo sea defectuoso o que el artículo no sea adecuado para continuar con el servicio.

3.1.64 Límite sin presión Componentes

y accesorios de, o la parte de la tubería que no contiene la presión del proceso. EJEMPLO Clips, zapatas, almohadillas para orejas, soportes, placas de desgaste, anillos de soporte de aislamiento no rígidos, etc. 3.1.65 Tuberías fuera del sitio Sistemas de tuberías no incluidos dentro de los límites de los límites de la parcela de una unidad de proceso, como un hidrocraqueador, un craqueador de etileno o una unidad de crudo.

EJEMPLO Tuberías de tanques y tuberías interconectada interconectadass de racks de tuberías fuera de los límites de la unidad de proceso.

 

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API 570

3.1.66 tuberías in situ Sistemas de tuberías incluidos dentro de los límites de la parcela de las unidades de proceso, como un hidrocraqueador, un craqueador de etileno o un unidad de crudo.

3.1.67 Tuberías en línea Sistemas de tuberías que no han sido aisladas y descontaminadas, es decir, aún conectadas a equipos de proceso en servicio NOTA Los sistemas de tuberías que están en funcionamiento pueden estar llenos de producto durante el procesamiento normal o vacíos o aún pueden tener residuos. fluidos de proceso en ellos y no ser actualmente parte del sistema de proceso (por ejemplo, temporalmente fuera de servicio).

3.1.68 inspección en curso Una inspección realizada desde el exterior de los sistemas de tuberías mientras están en funcionamiento utilizando procedimientos NDE para establecer la idoneidad del límite de presión para la operación continua (ver 5.5.2).

3.1.69 inspección atrasada Inspecciones de tuberías en servicio que permanecen en funcionamiento y no se han realizado en la fecha de vencimiento documentada en el plan de inspección, y no han sido diferidos por un proceso de aplazamiento documentado. Véase 7.13.

3.1.70 tuberías sobre el agua Tuberías ubicadas donde las fugas darían como resultado la descarga en arroyos, ríos, bahías, etc., lo que resultaría en una posible incidente ambiental. 3.1.71 propietario/ inspección, n, reparación, alteración, presión usuario La organización que ejerce control sobre la operación, ingeniería, inspecció pruebas y clasificación de los sistemas de tuberías.

3.1.72 propietario/usuario inspector Un inspector autorizado empleado por un propietario/usuario que ha calificado por examen bajo las disposiciones de Sección 4 y Anexo A.

3.1.73 tubería Un cilindro hermético a la presión que se usa para transportar, distribuir, mezclar, separar, descargar, medir, controlar o bloquear los flujos de fluidos, o para

transmitir una presión de fluido y que normalmente se denomina "tubería" en las especificaciones de materiales aplicables. NOTA Los materiales designados como "tubo" o "tubería" en las especificaciones se tratan como tubería en este Código cuando están destinados a servicio de presión externo a los calentadores a fuego. Las tuberías internas a los calentadores a fuego deben cumplir con API 530.

3.1.74 Tubería de piperack

Tubería de proceso que está soportada por puntales o durmientes consecutivos (incluidos racks a horcajadas y extensiones). 3.1.75 circuito de tuberías Una subsección de sistemas de tuberías que incluye tuberías y componentes que están expuestos a un entorno de proceso de corrosividad similar y mecanismos de daño esperados y es de condiciones de diseño y material de construcción similares donde por el tipo esperado y la tasa de daño se puede esperar razonablemente que sea el mismo. NOTA 1 Las unidades de proceso complejas o los sistemas de tuberías se dividen en circuitos de tuberías para gestionar las inspecciones necesarias, los datos análisis y mantenimiento de registros.

 

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NOTA 2 Al establecer el límite de un circuito de tubería en particular, se puede dimensionar para proporcionar un paquete práctico para el registro mantener y realizar la inspección de campo. 3.1.76 ingeniero de tuberías

Una o más personas u organizacione organizacioness aceptables para el propietario/usuario que tienen conocimientos y experiencia en el disciplinas de ingeniería asociadas con la evaluación de características mecánicas y materiales que afectan la integridad y confiabilidad de los componentes y sistemas de tuberías. El ingeniero de tuberías, consultando con los especialistas apropiados, debe considerarse como un compuesto de todas las entidades necesarias para abordar adecuadamente los requisitos de diseño de tuberías. 3.1.77 carrete de tubería Una sección de tubería con una brida u otro accesorio de conexión, como una unión, en ambos extremos que permite la extracción de

la sección del sistema. 3.1.78 sistema de tuberías

Un conjunto de tuberías interconectadas que normalmente están sujetas al mismo (o casi el mismo) fluido de proceso condiciones de composición y/o diseño. NOTA Los sistemas de tuberías también incluyen elementos de soporte de tuberías (p. ej., resortes, soportes colgantes, guías, etc.) pero no incluyen soporte estructuras, tales como marcos estructurales, vigas verticales y horizontales y cimientos. 3.1.79 picaduras

Corrosión localizada de una superficie metálica en un área pequeña y toma la forma de cavidades llamadas picaduras. Las picaduras pueden ser altamente localizado (incluyendo un solo hoyo) o muy extendido sobre una superficie metálica. 3.1.80 identificación positiva de material PMI

Cualquier evaluación física o prueba de un material para confirmar que el material, que ha sido o será puesto en servicio, es consistente con el material de aleación seleccionado o especificado designado por el propietario/usuar propietario/usuario. io. NOTA Estas evaluaciones o pruebas pueden proporcionar información cualitativa o cuantitativa suficiente para verificar la aleación nominal. composición (ver API 578). 3.1.81 posterior a la soldadura de tratamiento térmico

PWHT

Un proceso de trabajo que consiste en calentar toda una pieza soldada o una sección de tubería fabricada a una temperatura elevada. Temperatura después de completar la soldadura para aliviar los efectos perjudiciales del calor de soldadura, como reducir tensiones residuales, reduciendo la dureza y/o modificando levemente las propiedades (consulte ASME B31.3, párrafo 331). 3.1.82 límite de presión

La parte de la tubería que contiene los elementos de tubería de retención de presión unidos o ensamblados en herméticos a la presión. sistemas de tuberías que contienen fluidos. Los componentes del límite de presión incluyen tuberías, tuberías, accesorios, bridas, juntas, pernos, válvulas y otros dispositivos tales como juntas de expansión y juntas flexibles. NOTA Consulte también la definición de límite sin presión. 3.1.83 espesor de diseño de presión

Espesor de pared de tubería mínimo permitido necesario para mantener la presión de diseño a la temperatura de diseño. NOTA 1 El espesor de diseño de presión se determina utilizando la fórmula del código de clasificación, incluido el espesor de refuerzo necesario.

 

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API 570

NOTA 2 El espesor de diseño a presión no incluye el espesor para las cargas estructurales, la tolerancia a la corrosión o las tolerancias de laminación y por lo tanto, no debe usarse como el único determinante de la integridad estructural para tuberías de proceso típicas (p. ej., 7.3).

3.1.84 tubería de proceso primario Tubería de proceso en servicio activo normal que no se puede cerrar con válvula o, si se cerrara, afectaría significativamente a la unidad operabilidad operabilida d La tubería de proceso principal generalmente no incluye tubería de proceso auxiliar o de diámetro pequeño (ver también tubería de proceso secundario). 3.1.85 procedimientos Un documento que especifica o describe cómo se debe realizar una actividad en un sistema de tuberías, a menudo un paso a paso. descripción (por ejemplo, procedimiento procedimiento de reparación temporal, procedimiento procedimiento de inspección externa, procedimiento de hot tap, procedimiento NDE, etc.). NOTA Un procedimiento puede incluir métodos a emplear, equipo o materiales a utilizar, calificaciones del personal implicados y secuencia de trabajo.

3.1.86 tubería de proceso Tubería de hidrocarburo o de productos químicos ubicada en una refinería o instalación de fabricación o asociada con ella. Proceso de t uberias incluye piperack, depósito de tanques y tubería de la unidad de proceso, pero excluye la tubería de servicios públicos (por ejemplo, vapor, agua, aire, nitrógeno, etc.).

3.1.87 garantía de calidad Todas las acciones planificadas, sistemáticas y preventivas requeridas para determinar si los materiales, equipos o servicios cumplirán requisitos especificados especificados para que la tubería se desempeñe satisfactoriame satisfactoriamente nte en servicio. Los planes de aseguramiento de la calidad especificarán la las actividades de control de calidad y los exámenes necesarios. NOTA El contenido de un sistema de gestión de inspección de garantía de calidad para sistemas de tuberías se describe en 4.3.1.

3.1.88 control de calidad Aquellas actividades actividades físicas que se llevan a cabo para comprobar la conformidad con las especificaciones especificaciones de acuerdo con la calidad plan de aseguramiento (por ejemplo, técnicas de NDE, inspecciones de puntos de espera, verificaciones de materiales, verificación de documentos de certificación, etc). 3.1.89 Renovación Actividad que descarta un componente, accesorio accesorio o porción existente de un circuito de tubería y lo reemplaza con uno nuevo o existente. materiales de repuesto de las mismas o mejores calidades que los componentes originales de la tubería. 3.1.90

reparación El trabajo necesario para restaurar un sistema de tuberías a una condición adecuada para una operación segura en las condiciones condiciones de diseño. NOTA Si alguno de los cambios de restauración da como resultado un cambio en la temperatura o presión de diseño, los requisitos para la reclasificación también será satisfecho. Cualquier operación de soldadura, corte o esmerilado en un componente de tubería que contiene presión no específicamente considerada una alteración se considera una reparación. Las reparaciones pueden ser temporales o permanentes (consulte la Sección 8).

3.1.91 organización de reparación Cualquiera de los siguientes: a) un propietario/usuario de sistemas de tuberías que repara o altera su propio equipo de acuerdo con API 570, b) un contratista cuyas calificacion calificaciones es sean aceptables para el propietario/usuario de los sistemas de tuberías y que realice reparaciones o alteraciones de acuerdo con API 570,

 

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c) una organización autorizada por, aceptable para, o no prohibida por la jurisdicción y que hace reparacioness de acuerdo con API 570. reparacione 3.1.92 clasificación El proceso de trabajo de hacer cálculos para establecer presiones y temperaturas apropiadas para un sistema de tuberías,

incluyendo presión/temperatura presión/temperatura de diseño, MAWP, mínimos estructurales, espesores requeridos, etc. 3.1.93 reclasificación Un cambio en la temperatura de diseño, la presión de diseño o la presión de trabajo máxima permitida de un sistema de tuberías

(a veces llamado calificación). NOTA Una recalificación puede consistir en un aumento, una disminución o una combinación de ambos. La reducción por debajo de las condiciones de diseño originales es un medio para proporcionar una mayor tolerancia a la corrosión. 3.1.94 retirados del servicio

Sistemas de tuberías que ya no se van v an a utilizar para ningún servicio de proceso. 3.1.95 Inspección basada en riesgos RBI Un proceso de

evaluación y gestión de riesgos que se centra en la planificación de la inspección de los sistemas de tuberías para la pérdida de contención en las instalaciones de procesamiento, que considera tanto la probabilida probabilidadd de falla como la consecuencia de la falla debido a deterioro de los materiales de construcción. Ver 5.2. 3.1.96 escaneo El

movimiento de un dispositivo (visual, ultrasónico, etc.) sobre un área amplia en oposición a una lectura puntual y se usa para encontrar imperfecciones/defectos (por ejemplo, la medición de espesor más delgada en un CML o grietas en una soldadura). Ver la guía contenida en API 574. 3.1.97

Tubería de proceso secundaria Tubería de proceso ubicada aguas abajo de una válvula de bloqueo que se puede cerrar sin afectar significativamente el proceso la operabilidad de la unidad se conoce comúnmente como tubería de proceso secundario. A menudo, la tubería del proceso secundario es de diámetro pequeño

tubería (SBP). 3.1.98 tubería de pequeño calibre SBP

Tubería o componentes de tubería menores o iguales a NPS 2. 3.1.99 interfaz suelo-aire SAI

Un área en la que la corrosión externa puede ocurrir o acelerarse en tuberías parcialmente enterradas o en tuberías enterradas cerca de donde salidas del suelo. NOTA La zona de corrosión variará dependiendo de factores como la humedad, eell contenido de oxígeno del suelo y el funcionamiento. temperatura. La zona generalmente se considera que está al menos 12 pulgadas (305 mm) por debajo a 6 pulgadas (150 mm) por encima de la superficie del suelo. Tubo se incluye correr paralelo a la superficie del suelo que hace contacto con el suelo.

 

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API 570

dieciséis

3.1.100

espesor mínimo estructural Espesor mínimo requerido sin margen de corrosión, basado en las cargas mecánicas distintas a la presión que resultar en esfuerzos longitudinales. Ver 7.6. NOTA El espesor se determina a partir de un gráfico estándar o de cálculos de ingeniería. No incluye espesor para margen de corrosión o tolerancias de laminación.

3.1.101 reparaciones temporales Reparaciones hechas a los sistemas de tuberías para restaurar la integridad suficiente para continuar la operación segura hasta que sean permanentes. las reparaciones se pueden programar y realizar dentro de un período de tiempo aceptable para el inspector y/o el ingeniero de tuberías NOTA Los accesorios de inyección en las válvulas para sellar las emisiones fugitivas (LDAR) del sello del vástago de la válvula no se consideran "temporales". reparaciones” como se describe en 8.1.4.1 y 8.1.5 de este Código.

3.1.102 prueba Procedimientos utilizados para determinar la estanqueidad a la presión, la dureza del material, la resistencia y la tenacidad de muesca. EJEMPLO Ejemplo: Prueba de presión, ya sea realizada de forma hidrostática, neumática o una combinación de hidrostática/  pruebas neumáticas o mecánicas. NOTA Las pruebas no se refieren a NDE utilizando técnicas como PT, MT, etc.

3.1.103 Tubería de tanques Tubería de proceso dentro de diques de tanques o directamente asociada con un tanque. 3.1.104 Tubería de

servicio Tubería que no es de proceso asociada con una unidad de proceso (por ejemplo, vapor, aire, agua, nitrógeno, etc.)

3.2 Siglas y abreviaturas API

Instituto Americano de Petróleo

COMO YO

Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos

ASNT

Sociedad Estadounidense de Pruebas No Destructivas

AUT

Examen ultrasónico automatizado

BPVC

código de calderas y recipientes a presión (de ASME)

CMB

botón de monitoreo computarizado

LMC

ubicación de monitoreo de condición

PC

protección catódica

IUP

Corrosión bajo el aislamiento, incluida la fisuración por corrosión bajo t ensión bajo el aislamiento.

EMAT

transductor acústico electromagnético

ECSCC

agrietamiento externo por corrosión bajo tensión por cloruros

hora del delEste Este

técnica de corrientes de Foucault

FFS

Aptitud para el servicio

PRFV

plástico reforzado con fibra de vidrio

GWT

examen de ondas guiadas

HIC

agrietamiento inducido por hidrógeno

 

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IDENTIFICACIÓN

Diámetro interno

ILI

inspección en línea

OIA

ventana de operación de integridad

YO ASI

dibujo isometrico de inspeccion

LDAR

detección y reparación de fugas (de emisiones fugitivas)

LT

a largo plazo

ESTERA

temperatura mínima permitida

MAWP

presión de trabajo máxima permitida

MDMT

temperatura mínima de diseño del metal

MDR

informes de datos del fabricante

MFL

fuga de flujo magnético

MOC

gestión del cambio

MONTE

técnica de partículas magnéticas

MTR

informe de prueba de material (informe de prueba de molino)

NACE

NACE International, Corrosion Society, anteriormente Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión C orrosión

ECM

Examen no destructivo

NSP

tamaño nominal de la tubería (seguido, cuando corresponda, por el número de designación del tamaño específico sin un símbolo de pulgada)

sobredosis

diámetro exterior

OSHA

Administración de Seguridad y Salud Ocupacional

PAUTA

técnica ultrasónica de matriz en fase

PCC

Comité de Post Construcción (de ASME)

PEC

corriente de Foucault pulsada

PMI

Identificación Positiva de Materiales

PQR

registro de calificación de procedimiento

PRD

dispositivo de alivio de presión

PRT

examen radiográfico de perfil

PT PWHT

técnica de líquidos penetrantes

carreras impulsadas

tratamiento térmico posterior a la soldadura

inspección basada en el riesgo

rfid

dispositivos de identificación por radiofrecuencia

RT

examen radiográfico (método) o radiografía

RTP

plástico termoestable reforzado

EFS

interfase suelo-aire

SCC

corrosión bajo tensión

PAS

tubería de pequeño calibre

SDO

organización de desarrollo de estándares (por ejemplo, API, ASME, NACE)

ST

término corto

SMYS TML

límite elástico mínimo especificado ubicación de monitoreo de espesor

Utah

técnica ultrasónica

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API 570

WPS

especificacion del procedimiento de soldadura

4 Organización de inspección del propietario/usuario 4.1 Generalidades Un propietario/usuario de los sistemas de tuberías deberá ejercer el control del programa de inspección del sistema de tuberías, las frecuencias de inspección y el mantenimiento y es responsable de la función de una agencia de inspección autorizada de acuerdo con las disposiciones de API 570. La organización de inspección del propietario/usuario también deberá actividades de control relacionadas con la calificación calificación,, reparación y alteración de sus sistemas de tuberías. Ver definición de agencia de inspección autorizada.

4.2 Cualificación y certificación de inspectores de tuberías autorizados Los inspectores de tuberías autorizados deberán tener educación y experiencia de acuerdo con el Anexo A de este Código de inspección. Los inspectores de tuberías autorizados deberán estar certificados de acuerdo con las disposiciones del Anexo A. Siempre que se use el término inspector en este Código, se refiere a un inspector de tuberías autorizado.

4.3 Responsabilidades 4.3.1 Organización del propietario/usuario

4.3.1.1 Sistemas y Procedimientos Una organización propietaria/usuaria es responsable de desarrollar, documentar, implementar, ejecutar y evaluar los sistemas de inspección de tuberías y los procedimientos de inspección que cumplirán con los requisitos de este Código de inspección. Estos sistemas y procedimientos estarán contenidos en un sistema de gestión de inspección/reparación de control de calidad e incluirán:

a) organización y estructura de informes para el personal de inspección;

b) documentar y mantener los procedimientos de inspección y garantía de calidad;

c) documentar y reportar los resultados de la inspección y las pruebas;

d) desarrollar y documentar planes de inspección;

e) desarrollar y documentar evaluaciones basadas en riesgos;

f) desarrollar y documentar los intervalos de inspección apropiados;

g) acción correctiva para la inspección y los resultados de las pruebas;

h) auditoría interna para el cumplimiento del manual de inspección de garantía de calidad;

i) revisión y aprobación de planos, cálculos de diseño y especificacion especificaciones es para reparaciones, alteraciones, recalificaciones y FFS evaluaciones;

 j) garantizar que todos todos los requisitos jurisdiccionales jurisdiccionales para para la inspección inspección,, reparación, alteración alteración y reclasificació reclasificación n de tuberías se cumple cumplen n continuamente reunió;

k) informar al inspector de tuberías autorizado sobre cualquier cambio en el proceso que pueda afectar la integridad de las tuberías;

 

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l) requisitos de capacitación para el personal de inspección con respecto a las herramientas, técnicas y conocimientos técnicos de inspección base; m) los controles necesarios para que solo se utilicen soldadores calificados y procedimientos para todas las reparaciones y alteraciones; n) los controles necesarios para que solo se utilice personal y procedimientos NDE calificados; o) los controles necesarios para que solo se utilicen materiales que cumplan con la sección aplicable del Código ASME para reparaciones y reformas; p) los controles necesarios para que todos los equipos de medición y prueba de inspección se mantengan y calibrado; q) los controles necesarios para que el trabajo de las organizaciones de inspección o reparación por contrato cumpla con la misma inspección requisitos como organización propietaria/usuaria y este Código de inspección; r) requisitos de auditoría interna para el sistema de control de calidad de los dispositivos de alivio de presión; s) controles requeridos para asegurar que los inspectores tengan la agudeza visual necesaria para realizar la inspección asignada Tareas.

4.3.1.2 Auditorías de la Organización de Inspección

Cada organización propietaria/usuaria debe ser auditada periódicamente para determinar si cumple con los requisitos de una agencia de inspección autorizada como se define en este Código de inspección. El equipo de auditoría debe estar compuesto por personas experimentadas y competentes en la aplicación de este Código. El equipo de auditoría generalmente debe ser de otro propietario/usuario del sitio de la planta, la oficina central de la compañía o de una organización de terceros con experiencia y competencia en programas de inspección de plantas de procesos de refinación y/o petroquímica o una combinación de terceros y otros propietarios/usuarios. El equipo auditor debe evaluar los siguientes elementos clave de un programa de inspección: a) se cumplen los requisitos y principios de este Código de inspección; b) las responsabilidades responsabilidades del propietario/usuario se están cumpliendo adecuadamen adecuadamente; te;

c) existen planes de inspección documentados para los sistemas de tuberías cubiertos; d) los intervalos y el alcance de las inspecciones son adecuados para los sistemas de tuberías cubiertos; e) los tipos generales de inspecciones y vigilancia se están aplicando adecuadamente; f) el análisis, la evaluación y el registro de los datos de inspección son adecuados; g) las reparaciones, revalorizaciones y alteraciones cumplan con este Código. El propietario/usuario debe recibir un informe del alcance y los hallazgos del equipo de auditoría. Después de la revisión del informe, se deben priorizar las no conformidades e implementar acciones correctivas. Cada organización debe establecer un sistema para el seguimiento y finalización de los resultados de la auditoría. Esta información también debe revisarse durante las auditorías posteriores. 4.3.1.3 MOC

El propietario/usuario también es responsable de implementar un proceso MOC eficaz que revisará y controlará los cambios en el proceso y el hardware. Un proceso de MOC efectivo es vital para el éxito de cualquier programa de gestión de integridad de tuberías para que el grupo de inspección pueda: 1) abordar cuestiones relacionadas con la adecuación del

 

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API 570

diseño de tubería de presión y condición actual para los cambios propuestos, 2) anticipar cambios en la corrosión u otros tipos de daños y sus efectos sobre la adecuación de la tubería de presión, y 3) actualizar el plan de inspección y los registros para dar cuenta de esos cambios. El proceso de MOC debe incluir la experiencia y los conocimien conocimientos tos sobre materiales/corrosión apropiados para pronosticar de manera efectiva qué cambios podrían afectar la integridad de las tuberías. El grupo de inspección debe participar en el proceso de aprobación de cambios que puedan afectar la integridad de las tuberías. Los cambios en el hardware y el proceso se incluirán en el proceso MOC para garantizar su eficacia.

4.3.1.4 Ventanas operativas de integridad (IOW) El propietario/usuario debe implementar y mantener un programa efectivo para crear, establecer y monitorear ventanas operativas de integridad. Los IOW se implementan para evitar excedencias en los parámetros del proceso que pueden tener un impacto imprevisto en la integridad del equipo a presión. Históricamente, los planes e intervalos de inspección futuros se han basado en índices de corrosión medidos anteriormente como resultado de condiciones operativas pasadas. Sin un programa de control de procesos e IOW efectivo, a menudo no hay advertencias sobre cambios en las condiciones de operación que podrían afectar los mecanismos y las tasas de daño y, posteriormente, afectar la integridad del equipo o la validación del plan de inspección actual. Las desviaciones y los cambios de tendencias dentro de los límites IOW establecidos deben señalarse a la atención del personal de inspección/ingeniería para que puedan modificar o crear nuevos planes de inspección según la gravedad de la superación.

Se deben establecer ventanas operativas de integridad para los parámetros del proceso (tanto físicos como químicos) que podrían afectar la integridad del equipo si no se controlan adecuadamente. Los ejemplos de los parámetros del proceso incluyen temperaturas, presiones, velocidades de fluidos, pH, tasas de flujo, tasas de inyección de agua o químicos, niveles de componentes corrosivos/erosivos, composición química, etc. Los IOW para parámetros clave del proceso pueden tener establecidos límites superiores e inferiores, según sea necesario. También se debe prestar especial atención al monitoreo de las ventanas operativas de integridad durante las puestas en marcha, las paradas y las alteraciones significativas del proceso. Consulte API 584 para obtener más información sobre problemas que pueden ayudar en el desarrollo de un programa IOW.

4.3.2 Ingeniero de tuberías El ingeniero de tuberías es responsabl responsable e ante el propietario/usuario de las actividades que involucran el diseño, la revisión de ingeniería, la clasificación, clasificac ión, el análisis o la evaluación de los sistemas de tuberías y PRD cubiertos por API 570 como se especifica en este Código.

4.3.3 Organización de Reparación Todas las reparaciones y alteraciones deberán ser realizadas por una organización de reparación como se define en la Sección 3. La organización de reparación será responsable ante el propietario/us propietario/usuario uario y deberá proporciona proporcionarr los materiales, equipos, control de calidad y mano de obra necesarios para mantener y reparar los sistemas de tuberías en de acuerdo con los requisitos de API 570.

4.3.4 Inspector de tuberías autorizado Cuando se realicen inspecciones, reparaciones o alteraciones en los sistemas de tuberías, el inspector de tuberías autorizado designado será responsable ante el propietario/usuario de determinar que se cumplan los requisitos de API 570 sobre inspección, examen, control de calidad y pruebas. El inspector deberá participar directamente en las actividades de inspección que, en la mayoría de los casos, requerirán actividades de campo para garantizar que se sigan los procedimientos. El inspector también es responsable de ampliar el alcance de la inspección (con la consulta adecuada a ingenieros/especialistas), ingenieros/especialistas), cuando esté justificado en función de los resultados de la inspección. Cuando se descubren no conformidades, el inspector designado es responsable de notificar al propietario/usua propietario/usuario rio de manera oportuna y hacer las reparaciones apropiad apropiadas as u otras recomendaciones de mitigación.

El inspector debe estar bien informado sobre los tipos de daños del sistema de tuberías enumerados en API 571 y el contenido de API 574, API 576, API 577, API 578, API 583, API 584, y también debe estar bien informado en RP 580 donde se usa RBI. El inspector deberá poder utilizar la orientación contenida en estos RP para cumplir con los requisitos y/o expectativas de este Código.

 

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El inspector de tuberías autorizado puede ser asistido en la realización de inspecciones visuales por otras personas debidamente capacitadas y calificadas, que pueden o no ser inspectores de tuberías certificados (por ejemplo, examinadores y personal operativo). El personal que realice NDE deberá cumplir con las calificaciones identificadas en 4.3.5, pero no es necesario que sean inspectores de tuberías autorizados. Sin embargo, todos los resultados de los exámenes deben ser evaluados y aceptados por el inspector de tuberías autorizado. Ver definición de un inspector de tuberías autorizado. 4.3.5 Examinadores

El examinador deberá realizar la NDE de acuerdo con los requisitos del trabajo. Véase la definición de un examinador. No se requiere que el examinador esté certificado de acuerdo con el Anexo A y no necesita ser un empleado del propietario/usuario. El examinador debe estar capacitado y ser competente en los procedimientos de NDE que se utilizan y el propietario/usuario puede exigirle que demuestre su competencia mediante la posesión de certificaciones en esos procedimientos. Ejemplos de otras certificaciones que pueden ser requeridas incluyen ASNT SNT-TC-1A [2], ASNT CP-189 [2] y AWS QC1 [2]. [ 2]. Los inspectores que realicen sus propios exámenes con técnicas NDE también deberán estar debidamente calificados de acuerdo con los requisitos del propietario/usuario y los estándares de la industria correspondientes. El empleador del examinador deberá mantener registros de certificación de los examinadores empleados, incluidas las fechas y los resultados de las calificaciones del personal. Estos registros estarán a disposición del inspector. 4.3.6 Otro personal

El personal de operación, mantenimiento, ingeniería (proceso y mecánica) u otro personal que tenga conocimientos o experiencia especiales relacionados con sistemas de tuberías particulares será responsable de notificar oportunamente al inspector y/ y/oo al ingeniero los problemas que puedan afectar la integridad de las tuberías, como los siguientes: a) cualquier acción que requiera MOC o actividad de inspección como resultado de un MOC; b) operaciones fuera de las ventanas v entanas operativas de integridad definidas (IOW); c) cambios en la fuente de materia prima y otros fluidos de proceso que podrían aumentar las tasas de corrosión relacionadas con el proceso o introducir nuevos mecanismos de daño; d) fallas de tuberías, acciones de reparación realizadas e informes de análisis de fallas; e) los métodos de limpieza y descontaminación utilizados u otros procedimientos de mantenimiento que puedan afectar las tuberías y integridad del equipo; f) informes de experiencias de otras plantas que hayan llegado a su atención con respecto a tuberías de servicio similares y fallas de equipo asociadas; g) cualquier condición inusual que pueda desarrollarse (p. ej., ruidos, fugas, vibraciones, movimientos, daños en el aislamiento, deterioro de las tuberías externas, deterioro de la estructura de soporte, corrosión importante de los pernos, etc.). h) cualquier evaluación de ingeniería, incluidas las evaluaciones FFS, que pueda requerir acciones actuales o futuras para mantener integridad mecánica hasta la próxima inspección.

 

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API 570

5 Prácticas de inspección, examen y prueba de presión 5.1 Planes de Inspección 5.1.1 Sistematización y Circuitización de Tuberías

Para desarrollar planes de inspección (incluidos el alcance, la frecuencia, las técnicas y la ubicación), las tuberías de la instalación deben dividirse en sistemas y circuitos de tuberías. Los sistemas de tuberías se pueden definir a nivel de PFD (diagrama de flujo de procesos), sin embargo, los circuitos de tuberías a menudo se definen a nivel de P&ID (diagrama de proceso e instrumentación). Los posibles mecanismos de daño son principalmente una función del proceso/condiciones operativas, el material de construcción y el diseño mecánico. La definición de sistemas y circuitos basados en posibles mecanismos de daño puede generar un plan de inspección con una alta probabilidad de detectar daños. La sistematización de tuberías es el primer corte para definir los posibles problemas de corrosión y es una referencia conveniente para la ubicación general de los mecanismos de daño dentro de la unidad de proceso. Los sistemas de tuberías generalmente tienen características comunes, como una o más de las siguientes:

a) intención del proceso (por ejemplo, sistema de reflujo aéreo), b) esquema de control del proceso (por ejemplo, temperatura/punto final), c) composición de la corriente del proceso,

d) condiciones de operación de diseño, e) conjunto similar o relacionado de IOW. Los sistemas de tuberías pueden contener (o atravesar) uno o más elementos de equipo (por ejemplo, intercambiadores, bombas) y, por lo general, contendrán uno o varios circuitos de tuberías. Los sistemas y circuitos de tuberías desarrollados a partir de mecanismos de daño esperados/identificados permiten el desarrollo de planes de inspección concisos y forman la base para un análisis de datos mejorado. La circuitización de tuberías es un desglose adicional de los sistemas de tuberías en secciones de tuberías y/o componentes de tuberías individuales que tienen mecanismos de daño comunes, el mismo material de construcción y tasas y modos de daño similares.

Consulte API 574 para obtener más información sobre el desarrollo de sistemas y circuitos de tuberías.

5.1.2 Desarrollo de un Plan de Inspección Se debe establecer un plan de inspección para todos los sistemas de tuberías y/o circuitos y dispositivos de alivio de presión asociados dentro del alcance de este Código. El plan de inspección debe ser desarrollado por el inspector y/o ingeniero. Se debe consultar a un especialista en corrosión para identificar/  aclarar los posibles mecanismos de daño y las ubicaciones específicas donde puede ocurrir la degradación, especialmente donde pueden estar involucrados mecanismos localizados de corrosión o agrietamiento. Se debe consultar a un especialista en corrosión al desarrollar los planes de inspección para sistemas de tuberías que operan a temperaturas elevadas [por encima de 400 °C °C (750 ° °F)] F)] y sistemas de tuberías que operan por debajo de la temperatura de transición de dúctil a frágil. Se debe prestar especial atención en el plan de inspección a cualquier tipo de deterioro o problemas enumerados en 5.5.2.

El plan de inspección se desarrolla a partir del análisis de varias fuentes de datos, incluidos los registros de inspección de tuberías. Los sistemas de tuberías se evaluarán en función de los tipos de mecanismos de daño presentes o posibles. Se evaluarán los métodos y el alcance de las NDE para garantizar que puedan identificar adecuadamente el mecanismo de daño y la gravedad del daño. La subdivisión de los sistemas de tuberías en circuitos sujetos a mecanismos de daño comunes facilita la selección de las técnicas de inspección más adecuadas para encontrar el daño que es más probable que ocurra en el circuito de tuberías. Los exámenes se programarán a intervalos que consideren:

a) tipo de daño (ver API 571),

 

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b) tasa de progresión del daño, c) tolerancia del equipo al tipo de daño, d) capacidad del método NDE para identificar el daño, e) intervalos máximos definidos en códigos y normas, f) extensión del examen, g) Historial operativo reciente, incluidas las superaciones de IOW; h) registros MOC que puedan afectar los planes de inspección; i) Evaluaciones RBI o clasificación de tuberías. El plan de inspección debe desarrollarse utilizando las fuentes de información más apropiadas, incluidas las referencias enumeradas enumeradas en la Sección 2. Los planes de inspección se revisarán y modificarán según sea necesario cuando las variables que pueden se identifiquen los mecanismos de daño por impacto y/o las tasas de deterioro, como los contenidos en los informes de inspección o gestión de documentos de cambio. Consulte API 574 para obtener más información sobre el desarrollo de planes de inspección. 5.1.3 Contenidos Mínimos de un Plan de Inspección

El plan de inspección deberá contener las tareas de inspección y el programa necesarios para controlar los daños identificados. mecanismos y asegurar la integridad de la presión de los sistemas de tuberías. El plan debe: a) definir los tipos de inspección necesarios (p. ej., interna, externa, en curso, no intrusiva); b) identificar la próxima fecha de inspección para cada tipo de inspección; c) describir los métodos de inspección y las técnicas de NDE; d) describir el alcance y las ubicaciones de inspección y NDE en CML; e) describir los requisitos de limpieza de superficies necesarios para la inspección y los exámenes para cada tipo de inspección; f) describir los requisitos de cualquier prueba de presión necesaria (por ejemplo, tipo de prueba, presión de prueba, temperatura de prueba y duración); g) describir cualquier reparación requerida si se conoce o se planificó previamente antes de la próxima inspección. h) describir los tipos de daños anticipados o experimentados en los sistemas de tuberías; i) definir la ubicación del daño esperado;  j) definir cualquier cualquier acce acceso so especial y ppreparación reparación necesaria. Los planes de inspección genéricos basados en estándares y prácticas de la industria pueden usarse como punto de partida para desarrollar planes de inspección específicos. El plan de inspección puede o no existir en un solo documento, sin embargo el contenido del El plan debe ser fácilmente accesible desde los sistemas de datos de inspección.

 

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API 570

5.2 carreras impulsadas

5.2.1 Generalidades

Se puede usar un análisis RBI para determinar los intervalos de inspección o las fechas de vencimiento y el tipo y alcance de futuras inspección/exámenes. El análisis RBI, cuando se realiza de acuerdo con API 580, deberá incluir todos los elementos de planificación de inspección señalados en API 580, Sección 5.2. Cuando el propietario/usuario decida realizar una evaluación RBI, deberá incluir una evaluación sistemática tanto de la probabilidad y la consecuencia asociada de la falla, de acuerdo con los requisitos de API 580. API 581 proporciona un conjunto de metodologías para evaluar el riesgo (tanto POF como COF) y para desarrollar planes de inspección que son consistente con los elementos clave definidos en API 580. Identificar y evaluar los posibles mecanismos de daño, la condición actual del equipo y la efectividad del las inspecciones anteriores son pasos importantes para evaluar la probabilidad de falla de las tuberías. Identificar y evaluar la fluido(s) de proceso, lesiones potenciales, daño ambiental, daño al equipo y tiempo de inactividad del equipo son pasos importantes en la evaluación de las consecuencias de fallas en las tuberías. Identificación de ventanas operativas de integridad para clave variables de proceso es un complemento importante de RBI (ver 4.3.1.4).

5.2.2 Evaluación de probabilidad

La evaluación de probabilidad deberá estar de acuerdo con los requisitos de API 580 y deberá basarse en todos los formularios de daños que razonablemente podría esperarse que afecten al equipo en cualquier servicio en particular. Además, el eficacia de las prácticas, herramientas y técnicas de inspección utilizadas para encontrar los posibles mecanismos de daño será evaluado.

Otros factores que se deben considerar en una evaluación de probabilidad incluyen: a) adecuación de los materiales de construcción a los mecanismos de daño; b) condiciones de diseño del equipo, relativas a las condiciones de operación; c) adecuación de los códigos y normas de diseño utilizados; d) efectividad de los programas de monitoreo de corrosión; e) la calidad de los programas de control de calidad/garantía de calidad de mantenimiento e inspección; f) tanto la retención de presión como los requisitos estructurales; g) condiciones de operación tanto pasadas como proyectadas y revisión de posibles incrustaciones a medida que impactan en los mecanismos de daño; h) antecedentes mecánicos/corrosivos o de fallas del sistema/circuito de tuberías; i) revisión del historial de inspección.

5.2.3 Evaluación de las consecuencias La consecuencia de una fuga depende del tipo y la cantidad de fluido de proceso contenido en el equipo. los la evaluación de las consecuencias deberá estar de acuerdo con los requisitos de API 580 y deberá considerar el potencial incidentes que pueden ocurrir como resultado de la liberación de fluidos, el tamaño de una posible liberación y el tipo de una posible liberación (incluye explosión, incendio o exposición tóxica). La evaluación también debe determinar los posibles resultados que pueden ocurrir como resultado de la liberación de fluidos o daños en el equipo, que pueden incluir: efectos en la salud, impacto ambiental, daño adicional al equipo y tiempo de inactividad o ralentización del proceso.

 

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5.2.4 Documentación

Es esencial que todas las evaluaciones de RBI se documenten minuciosamente de acuerdo con los requisitos de API 580, definiendo claramente todos los factores que contribuyen tanto a la probabilidad como a la consecuencia de una falla del equipo. Después de realizar una evaluación RBI, los resultados se pueden usar para establecer el plan de inspección del equipo y definir mejor lo siguiente:

a) los métodos, herramientas y técnicas de inspección i nspección y NDE más apropiados; b) el alcance de la ECM (p. ej., porcentaje de equipo a examinar); c) el intervalo o la fecha de vencimiento de las inspecciones internas (cuando corresponda), externas y en funcionamiento; d) la necesidad de pruebas de presión después de que se haya producido el daño o después de que se hayan completado las reparaciones/alteraciones;

e) los pasos de prevención y mitigación para reducir la probabilidad y las consecuencias de la falla del equipo. (por ejemplo, reparaciones, cambios de proceso, inhibidores, etc.). 5.2.5 Frecuencia de las evaluaciones RBI

Cuando las evaluaciones de RBI se utilizan para establecer intervalos de inspección de equipos o fechas de vencimiento, la evaluación se debe actualizar después de cada inspección de equipo como se define en API 580 Sección 15. La evaluación de RBI se debe actualizar al menos cada 10 años o con mayor frecuencia si el proceso o el hardware cambian. se realizan, o después de que ocurra cualquier evento que pueda afectar significativamente las tasas de daño o los mecanismos de daño. La evaluación RBI deberá ser revisada y aprobada por el personal calificado apropiado según API 580 y el inspector.

5.3 Preparación para la Inspección 5.3.1 Generalidades

Se deben incluir precauciones de seguridad al preparar los sistemas de tuberías para las actividades de inspección y mantenimiento a fin de eliminar la exposición a fluidos peligrosos, fuentes de energía y peligros físicos. Los reglamentos [p. ej., los administrados por la Administración de Salud y Seguridad Ocupacional de EE. UU. (OSHA)] rigen muchos aspectos de la inspección de los sistemas de tuberías y se deben seguir cuando corresponda. Además, se revisarán y seguirán los procedimientos de seguridad del propietario/usuario. Consulte API 574 para obtener más información sobre los aspectos de seguridad de la inspección de tuberías. Los procedimientos para segregar los sistemas de tuberías, instalar persianas (en blanco) y probar la estanqueidad deben ser una parte integral de las prácticas de seguridad para las conexiones bridadas. Se deben tomar las precauciones de seguridad adecuadas antes de abrir cualquier sistema de tuberías. En general, la sección de tubería que se va a abrir debe aislarse de todas las fuentes de líquidos, gases o vapores nocivos y purgarse para eliminar todo el aceite y los gases y vapores tóxicos o inflamables. Consulte API 574 para obtener más información sobre la preparación del equipo y los aspectos de entrada de la inspección de tuberías. 5.3.2 Revisión de registros

Antes de realizar cualquiera de las inspecciones requeridas, los inspectores deben familiarizarse con el historial previo del sistema de tuberías del cual son responsables. En particular, deben revisar los resultados de la inspección anterior del sistema de tuberías, las reparaciones anteriores, el plan de inspección actual y/u otras inspecciones de servicio similares. Adicionalmente es recomendable conocer antecedentes operativos recientes que puedan afectar el plan de inspección. Los tipos de daños y modos de falla experimentados por los sistemas de tuberías se proporcionan en API 571 y API 579-1/ASME FFS-1.

 

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API 570

5.4 Inspección de tipos y ubicaciones de daños Modos de deterioro y falla 5.4.1 Tipos de daños en el sistema de tuberías API 571 describe mecanismos de daño comunes y técnicas de inspección para identificarlos. Algunos mecanismos de ejemplo aplicables a los sistemas de tuberías de proceso son los siguientes: a) Pérdida de metal general y localizada: 1) sulfuración y corrosión por H2S/H2 a alta temperatura ; consulte API 571 Secciones 4.4.2 y 5.1.1.5 y API 939-C; 2) oxidación; consulte API 571 Sección 4.4.1; 3) corrosión inducida microbiológicamente (MIC); consulte API 571 Sección 4.3.8; 4) corrosión por ácido nafténico; consulte API 571 Sección 5.1.1.7; 5) erosión/erosión-corrosión; consulte API 571 Sección 4.2.14; 6) corrosión galvánica; consulte API 571 Sección 4.3.1;

7) corrosión atmosférica; consulte API 571 Sección 4.3.2; 8) corrosión bajo aislamiento (CUI); consulte API 571 Sección 4.3.3; 9) corrosión del agua de refrigeración; consulte API 571 Sección 4.3.4; 10) corrosión del condensado del agua de la caldera; consulte API 571 Sección 4.3.5; 11) corrosión del suelo; consulte API 571 Sección 4.3.9; 12) corrosión por bisulfuro de amonio y cloruro; consulte API 571 Secciones 5.1.1.2 y 5.1.1.3; 13) corrosión por dióxido de carbono; consulte API 571 Sección 4.3.6. b) Agrietamiento conectado a la superficie: 1) agrietamiento por fatiga mecánica; consulte API 571 Sección 4.2.16; 2) agrietamiento por fatiga térmica; consulte API 571 Sección 4.2.9; 3) agrietamiento por corrosión bajo tensión cáustica; consulte API 571 Sección 4.5.3; 4) agrietamiento por corrosión bajo tensión politiónica; consulte API 571 Sección 5.1.2.1; 5) agrietamiento por tensión de sulfuro; consulte API 571 Sección 5.1.2.3; 6) agrietamiento por corrosión bajo tensión de cloruro; consulte API 571 Sección 4.5.1. c) Agrietamiento del subsuelo: 1) craqueo inducido por hidrógeno; consulte API 571 Sección 4.4.2; 2) craqueo húmedo de sulfuro de hidrógeno; consulte API 571 Sección 5.1.2.3.

 

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d) Formación de microfisuras/microvacíos a alta temperatura y eventual macrofisuración: 1) ataque de hidrógeno a alta temperatura; consulte API 941, Sección 6; 2) ruptura por fluencia/esfuerzo; consulte API 571 Sección 4.2.8. e) Cambios metalúrgicos: 1) grafitización; consulte API 571 Sección 4.2.1; 2) fragilización del temperamento; consulte API 571 Sección 4.2.3; 3) fragilización por hidrógeno; consulte API 571 Sección 4.5.6. f) ampollas: 1) formación de ampollas de hidrógeno; consulte API 571 Sección 5.1.2.3. La presencia o potencial de daño en el equipo depende de su material de construcción, diseño, construcción y condiciones de operación. El inspector debe estar familiarizado con estas condiciones y con las causas y características de los posibles defectos y mecanismos de daño asociados con el equipo que se está inspeccionando. La información detallada sobre los mecanismos de daño comunes (factores críticos, apariencia y técnicas típicas de inspección y monitoreo) se encuentra en API 571 y otras fuentes de información sobre mecanismos de daño incluidas en la bibliografía. Las prácticas de inspección recomendadas adicionales para tipos específicos de mecanismos de daño se describen en API 574.

5.4.2 Áreas de deterioro de los sistemas de tuberías

Cada propietario/usuario deberá prestar atención específica a la necesidad de inspección de los sistemas de tuberías que son susceptibles a los siguientes tipos y áreas específicas de deterioro: a) puntos de inyección y puntos de mezcla, b) tramos muertos,

c) CUI, incluida la inspección ECSCC, d) interfaces suelo-aire y corrosión del suelo de tuberías enterradas, e) corrosión específica y localizada del servicio, f) erosión y corrosión/erosión, g) agrietamiento ambiental, h) corrosión debajo de revestimientos y depósitos, i) agrietamiento por fatiga,

 j) agrietamiento por por fluencia, k) daños por congelamiento,

 

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API 570

l) corrosión del punto de contacto. NOTA La fractura por fragilidad normalmente no se mitiga mediante la inspección, pero el propietario/los usuarios deben ser conscientes del potencial de fractura por fragilidad de algunos materiales de construcción expuestos a condiciones específicas de temperatura y tensión y gestionar el riesgo de manera adecuada (p. ej., gestión con controles de proceso).

Consulte API 571 y API 574 para obtener información más detallada sobre los tipos y áreas de deterioro mencionados anteriormente.

5.5 Tipos Generales de Inspección y Vigilancia 5.5.1 Generalidades Según las circunstancias y el sistema de tuberías, son apropiados diferentes tipos de inspección y vigilancia. Estos incluyen los siguientes tipos de inspecciones y áreas de enfoque de inspección: a) inspección visual interna, b) inspección en curso, c) inspección de medición de espesores, d) varios exámenes NDE, e) inspección visual externa, f) inspección de tuberías vibrantes, g) inspección complementaria. Las inspecciones se realizarán de acuerdo con el plan de inspección para cada circuito o sistema de tuberías. Consulte la Sección 6 para conocer el intervalo/frecuencia y el alcance de la inspección. La corrosión y otros daños identificados durante las inspecciones y exámenes se caracterizarán, dimensionarán y evaluarán según la Sección 7. Las revisiones del plan de inspección deberán ser aprobadas por el inspector y/o el ingeniero de tuberías.

5.5.2 Inspección visual interna

Las inspecciones visuales internas normalmente no se realizan en las tuberías. Cuando sea práctico, se pueden programar inspecciones visuales internas para sistemas como líneas de transferencia de gran diámetro, conductos, líneas de catalizador u otros sistemas de tuberías de gran diámetro. Dichas inspecciones son de naturaleza similar a las inspecciones de recipientes a presión y deben realizarse con métodos y procedimientos similares a los descritos en API 510 y API 572. Las técnicas de inspección visual remota pueden ser útiles al inspeccionar tuberías que son demasiado pequeñas para ingresar. Se brinda una oportunidad adicional para la inspección interna cuando se desconectan las bridas de las tuberías, lo que permite la inspección visual de las superficies internas con o sin el uso de NDE. Cuando se desconectan las bridas de las tuberías, se debe examinar la superficie de la empaquetadura, empaquetadu ra, los espárragos y las tuercas para detectar signos de deterioro. Retirar una sección de tubería y dividirla a lo largo de su línea central también permite el acceso a las superficies internas donde es necesario realizar dicha inspección.

5.5.3 Inspección en curso La inspección en curso puede ser requerida por el plan de inspección. Todas las inspecciones en curso deben ser realizadas por un inspector o un examinador. Todo el trabajo de inspección en línea realizado por un examinador deberá ser autorizado y aprobado por el inspector. Cuando se especifican inspecciones en línea del límite de presión, deben diseñarse para detectar los mecanismos de daño identificados en el plan de inspección.

 

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La inspección puede incluir varias técnicas NDE para verificar varios tipos de daños relacionados con el circuito identificad identificados os durante la planificación de la inspección. Las técnicas utilizadas en las inspecciones en curso se eligen por su capacidad para identificar mecanismos de daño particulares desde el exterior y sus capacidades para funcionar en las condiciones en curso del sistema de tuberías (por ejemplo, temperaturas del metal). La inspección de medición del espesor externo descrita en 5.6.2 puede ser parte de una inspección en línea.

Existen inherente inherentes s cuando se aplican NDEincluyen: externas para tratar de localizar daños en el interior de los componentes de las tuberías.limitaciones Los problemas que pueden afectar esas técnicas limitaciones a) tipo de material de construcción (aleación); b) soldaduras; c) empalmes de tuberías, boquillas, collarines de apoyo, placas de refuerzo; d) revestimiento o revestimiento interior;

e) acceso físico y temperatura del equipo equipo;; f) limitaciones inherentes a la técnica NDE seleccionada para detectar el mecanismo de daño; g) tipo de mecanismo de daño (p. ej., picaduras versus adelgazamiento general general de la pared). API 574 proporciona más información sobre la inspección del sistema de tuberías y debe aplicarse al realizar inspecciones de tuberías en curso.

5.5.4 Inspección de medición de espesores y varios exámenes NDE

Las medidas de espesor se obtienen para verificar el espesor de los componentes de la tubería. Estos datos se utilizan para calcular las tasas de corrosión y la vida útil restante del sistema s istema de tuberías. Las medidas de espesor deben ser obtenidas por el inspector o el examinador bajo la dirección del inspector. El propietario/usuario deberá asegurarse de que todas las personas que realicen mediciones de espesor estén capacitadas y calificadas de acuerdo con el procedimiento aplicable utilizado durante el examen. Normalmente, las mediciones de espesor se toman mientras la tubería está en funcionamien funcionamiento. to. El monitoreo del espesor en línea es una buena herramienta para monitorear monitorear la corrosión y evaluar el daño potencial debido a cambios en el proceso o en la operación. El inspector debe consultar con un especialista en corrosión cuando la tasa de corrosión a corto plazo cambie significativamente con respecto a la tasa identificada anteriormente anteriormente para determinar la causa. Las respuestas apropiadas a las tasas aceleradas de corrosión pueden incluir, obtener lecturas de espesor UT adicionales, usar perfil RT en lugar de, o para complementar las lecturas UT, realizar escaneos UT en áreas sospechosas, realizar otro monitoreo de corrosión/proceso, revisar cambios en operacione operaciones/proceso, s/proceso, hacer revisiones al plan de inspección de tuberías y tratamiento de no conformidades. Las técnicas de examen de cribado (p. ej., examen de onda guiada, EMAT, onda Lamb) normalmente se limitan a los resultados de datos cualitativos (es decir, porcentaje volumétrico de pérdida de pared, frente a valores de espesor discretos reales). Si se utilizan, se considera que las técnicas de examen de cribado cumplen los requisitos para la inspección de medición de espesores, siempre que se utilicen de forma complementaria a un plan de inspección que también incluya técnicas de examen cuantitativo periódico para establecer datos de espesor de referencia reales, o para probar los resultados del examen de la técnica de cribado realizado en el momento adecuado. intervalos

Consulte API 574, tercera edición, sección 10.2, Medición de espesores, para obtener orientación adicional sobre la realización de mediciones ultrasónicas de espesores.

 

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API 570

5.5.5 Inspección visual externa Se realiza una inspección visual externa para determinar la condición del exterior de la tubería, el sistema de aislamiento, los sistemas de pintura y revestimiento revestimien to y el hardware asociado; y para comprobar si hay signos de desalineación, vibración y fugas. Cuando se observa acumulación de productos de corrosión u otros desechos en las áreas de contacto de los soportes de la tubería, puede ser necesario levantar la tubería de dichos soportes para realizar una inspección minuciosa. Al levantar tuberías que están en funcionamiento, se debe tener especial cuidado y puede ser necesaria la consulta con un ingeniero. Con base en el tipo/configuración del soporte, se pueden usar técnicas de detección como las pruebas de ondas guiadas/EMAT o las inspecciones de ondas Lamb para ubicar áreas de interés para una inspección de seguimiento usando técnicas NDE más cuantitativas. Los usuarios de técnicas de detección deben ser conscientes de la posibilidad de que algunas de esas técnicas puedan pasar por alto una corrosión localizada significativa. Las inspecciones de tuberías externas se pueden realizar cuando el sistema de tuberías está en funcionamiento. funcionamie nto. Consulte API 574 para obtener información sobre la realización de inspecciones externas. externas. Las inspecciones de tuberías externas pueden incluir inspecciones CUI según 5.6.5. Las inspecciones externas incluirán estudios del estado de los soportes y soportes de las tuberías. Se informarán y corregirán los casos de soportes colgantes agrietados agrietados o rotos, los soportes de resorte que “tocan fondo”, las zapatas de soporte desplazadas de los miembros de soporte u otras condiciones de sujeción inadecuadas. inadecuadas. Las patas ficticias de soporte vertical también deben revisarse para confirmar que no se hayan llenado con agua que esté causando corrosión externa de la tubería de presión o corrosión interna de la pata de soporte. También se deben revisar las patas ficticias de soporte horizontal para determinar que los ligeros desplazamientos desplazamientos de la horizontal no causen trampas de humedad contra la superficie externa de los componentes activos de la tubería.

Las juntas de expansión de los fuelles deben inspeccionarse visualmente en busca de deformaciones inusuales, desalineación, rotación angular excesiva y desplazamientos que puedan exceder el diseño. En algunos casos en los que se han utilizado fuelles de dos capas, el espacio anular entre el fuelle interior y el exterior debe someterse a una prueba de presión y/o monitorearse para detectar fugas. Otros componentes de tubería no estándar (p. ej., mangueras flexibles) pueden tener diferentes mecanismos de degradación (ver API 574). Es posible que sea necesario consultar a ingenieros especialista especialistas s o fuentes de datos del fabricante para desarrollar planes de inspección válidos para estos componentes. El inspector debe examinar el sistema de tuberías en busca de modificaciones de campo o reparaciones temporales no registradas previamente previamente en los planos y/o registros de tuberías. El inspector también debe estar alerta a la presencia de cualquier componente que pueda ser inadecuado para la operación a largo plazo, como bridas inadecuadas, reparaciones temporales (abrazaderas (abrazaderas), ), modificaciones (mangueras flexibles) o válvulas con especificaciones incorrectas. Los componentes roscados y otras piezas de carrete con bridas que pueden quitarse y reinstalarse fácilmente merecen especial atención debido a su mayor potencial para la instalación de materiales de construcción incorrectos. La inspección externa periódica requerida en 6.4 normalmente debe ser realizada por el inspector, quien también será responsable del mantenimiento de registros y la inspección de reparaciones reparaciones.. Examinadores calificados, personal operativo o de mantenimiento también pueden realizar inspecciones inspecciones externas, cuando sea aceptable para el inspector. En tales casos, las personas que realicen inspecciones de tuberías externas de acuerdo con API 570 deberán estar calificadas a través de una cantidad adecuada de capacitación. capacitación. Además de estas inspecciones externas programadas que se documentan en los registros de inspección, es beneficioso que el personal que frecuenta el área informe el deterioro o los cambios al inspector (consulte (consulte API 574 para ver ejemplos de dicho deterioro).

Durante la inspección externa, se debe prestar especial atención a las soldaduras de los accesorios (p. ej., placas y clips de refuerzo) en busca de grietas, corrosión u otros defectos. Cualquier signo de fuga debe investigarse para poder establecer las fuentes. Normalmente, los orificios de drenaje en las placas de refuerzo (re-almohadillas) deben permanecer abiertos para proporcionar evidencia visual de fugas. Si los orificios de drenaje se tapan para excluir la humedad, no deben taparse con material capaz de soportar la presión detrás de la placa de refuerzo, a menos que las evaluaciones de idoneidad para el servicio y un MOC aprobado hayan demostrado que la placa de refuerzo es capaz de soportar la presión de diseño del sistema de tuberías.

5.5.6 Vigilancia del movimiento de tuberías y tuberías vibrantes El personal operativo debe informar sobre las tuberías que vibran o se balancean al personal de ingeniería o inspección para su evaluación. Evidencia de un movimiento significativo significativo de la línea que podría haber resultado de un golpe de ariete (p. ej., tubería desplazada fuera de la tubería).

 

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la ubicación normal/diseñada del soporte), se deben informar los golpes de líquido en las líneas de vapor, la expansión térmica anormal o de otras fuentes, como grandes compresores alternativos. En lugares donde los sistemas de tuberías que vibran están restringidos para resistir las tensiones dinámicas de las tuberías (como en zapatas, anclajes, guías, puntales, amortiguadores, soportes colgantes) colgantes),, se debe considerar MT o PT periódicos para verificar el inicio del agrietamiento por fatiga. Las conexiones de derivación deben recibir atención especial, en particular, las tuberías de diámetro pequeño no arriostradas conectadas a tuberías vibratorias. Sin embargo, generalmente se considera que la fatiga es un mecanismo relacionado con el diseño. Una vez que se ha iniciado una fisura, puede crecer a un ritmo desconocido y la inspección por sí sola no se puede utilizar para gestionar el riesgo de falla. Por lo general, en el punto en que se detecta una grieta por fatiga, se ha consumido aproximadamente el 80 % de la vida útil y la falla puede ocurrir antes del siguiente ciclo de inspección programado sin una evaluación/análisis de ingeniería cuidadoso.

5.5.7 Inspección complementaria

Se pueden programar otras inspecciones según corresponda o sea necesario. Los ejemplos de dichas inspecciones incluyen i ncluyen el uso periódico de radiografías y/o termografías para comprobar si hay incrustaciones u obstrucciones internas, termografías para comprobar si hay puntos calientes en los sistemas con revestimiento refractario, inspecciones adicionales después de que se informen alteraciones de la unidad de proceso, verificación de la precisión de los l os datos medidos previamente, inspección de agrietamiento y cualquier otro mecanismo de daño específico de la tubería. La emisión acústica, la detección acústica de fugas y la termografía se pueden utilizar para la detección y vigilancia remotas de fugas. Las áreas susceptibles de erosión localizada o erosión-corrosión deben inspeccionarse mediante inspección visual interna si es posible o mediante radiografía. El escaneo de las áreas con UT también es una buena técnica y debe usarse si la línea es más grande que NPS 12.

5.6 CML 5.6.1 Generalidades

Los CML son áreas específicas a lo largo del circuito de tuberías donde se realizan las inspecciones. La naturaleza de la CML varía según su ubicación en el sistema de tuberías. La asignación de CML deberá considerar el potencial de mecanismos de daño específicos del servicio; por ejemplo, corrosión localizada, como se describe en API 574 y API 571. Los ejemplos de diferentes condiciones que se deben monitorear en CML incluyen espesor de pared, agrietamiento por tensión, CUI y ataque de hidrógeno a alta temperatura. 5.6.2 Monitoreo de LMC

Cada sistema de tuberías deberá ser monitoreado en CML colocados apropiadamente. Los circuitos de tuberías sujetos a tasas de corrosión más altas o corrosión localizada normalmente tendrán más CML y serán monitoreados con más frecuencia. El grosor mínimo medido en un CML se puede ubicar mediante escaneo ultrasónico o radiografía de perfil. Las técnicas electromagnéticas también se pueden usar para identificar áreas delgadas que luego se pueden medir mediante UT La o radiografía. con UT, escaneo consiste en tomartomadas varias medidas de área espesor enpunto la CML busca de adelgazamiento localizado. lectura másCuando delgadaseo realiza un promedio deelvarias lecturas de medición dentro del de un deen examen debe registrarse y usarse para calcular las tasas de corrosión, la vida restante y la próxima fecha de inspección de acuerdo con la Sección 7.

Cuando corresponda, las mediciones de espesor deben incluir mediciones en cada uno de los cuatro cuadrantes de la tubería y los accesorios, con especial atención al radio interior y exterior de los codos y tes donde la corrosión/erosión podría aumentar las tasas de corrosión. Como mínimo, se registrará la lectura más delgada o un promedio de varias mediciones en cada punto de registro en una CML. La tasa de corrosión/daños se determinará a partir de mediciones sucesivas y se establecerá adecuadamente el siguiente intervalo de inspección. Se deben calcular las tasas de corrosión, la vida útil restante y los próximos intervalos de inspección para determinar el componente limitante de cada circuito de tubería. Para tuberías sistematizadas/circuitadas, sistematizadas/circuitada s, las tasas de corrosión y la vida útil restante pueden determinarse estadísticamente según el párrafo 6.5.3.

Se deben establecer CML para áreas con CUI continua, corrosión en las interfaces SAI, inmediatamente aguas arriba y aguas abajo de cambios en el material de la tubería (p. ej., rupturas de especificaciones) u otras ubicaciones de posible corrosión localizada, así como también para corrosión general y uniforme.

 

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API 570

Los CML deben marcarse en los planos de inspección. El sistema de tuberías también se puede marcar para permitir mediciones repetitivas en los mismos lugares. Este procedimiento de registro proporciona datos para una determinación más precisa de la tasa de corrosión. La tasa de corrosión/daños se determinará a partir de mediciones sucesivas y el siguiente intervalo de inspección se establecerá de manera adecuada en función de la vida útil restante o el análisis RBI.

5.6.3 Asignación de CML Los CML deben distribuirse adecuadamente en cada circuito de tuberías. Los CML pueden eliminarse o el número puede reducirse en determinadas circunstancias cuando el mecanismo de daño esperado no resulte en una pérdida de pared u otras formas de deterioro, como tuberías del lado frío de plantas de olefinas, tuberías de amoníaco anhidro, productos de hidrocarburos limpios no corrosivos o de alta aleación. tuberías para la pureza del producto. En circunstancias en las que los CML se reduzcan o eliminen sustancialmente, se debe consultar a un especialista en corrosión.

Al seleccionar o ajustar el número y la ubicación de los CML, el inspector debe tener en cuenta los patrones de corrosión que se esperarían y que se han experimentado en la unidad de proceso. Una decisión sobre el tipo, número y ubicación de las CML debe considerar los resultados de inspecciones anteriores, los patrones de corrosión y daños que se esperan y la posible consecuencia de la pérdida de contención. Los CML deben distribuirse adecuadamente sobre el sistema de tuberías para proporcionar una cobertura de monitoreo adecuada de los principales componentes y boquillas. Las mediciones de espesores en los CML tienen por objeto establecer las tasas de corrosión generales y localizadas en diferentes secciones de los circuitos de tuberías. Un número mínimo de CML es aceptable cuando la tasa de corrosión establecida es baja y la corrosión no está localizada.

Varios procesos corrosivos comunes a las unidades de refinación y petroquímica son de naturaleza relativamente uniforme, lo que da como resultado una tasa bastante constante de reducción de la pared de la tubería independientemente de la ubicación dentro del circuito de la tubería, ya sea axial o circunferencialmente.. Los ejemplos de tales fenómenos de corrosión incluyen la corrosión por sulfuración (siempre que sea una fase líquida uniforme sin circunferencialmente ácido nafténico y el circuito de tuberías no contenga CS con bajo contenido de silicio, consulte 5.12 y API 939-C) y la corrosión por agua agria (siempre que las velocidades no sean tan altas). alto como para causar corrosión/erosión local de codos, tes y otros artículos similares). En estas situaciones, la cantidad de CML requerida para monitorear un circuito será menor que la requerida para monitorear circuitos sujetos a pérdidas de metal más localizadas. En teoría, un circuito sujeto a una corrosión perfectamente uniforme podría monitorearse adecuadamente con un solo CML. En realidad, la corrosión rara vez es realmente uniforme y, de hecho, puede estar bastante localizada, por lo que es posible que se requieran CML adicionales. Los inspectores deben utilizar su conocimiento (y el de los demás) de la unidad de proceso para optimizar la asignación de CML para cada circuito, equilibrando el esfuerzo de recopilar los datos con los beneficios proporcionados por los datos. Cuando haya datos de espesor históricos adecuados para un circuito y los datos hayan sido validados para garantizar que sean representativos del entorno de corrosión esperado, un análisis estadístico puede ser útil para ayudar a determinar la cantidad de puntos de inspección necesarios para establecer la confianza deseada en el circuito calculado. tasa promedio, espesor límite y/o vida remanente.

Se deben seleccionar más CML para sistemas de tuberías corrosivos con cualquiera de las siguientes características: a) mayor potencial para crear una emergencia ambiental o de seguridad en caso de una fuga; b) tasas de corrosión más altas esperadas o experimentadas; c) mayor potencial de corrosión localizada; d) mayor complejidad en cuanto a accesorios, ramales, tramos muertos, puntos de inyección y otros elementos similares; e) mayor potencial para CUI; f) mayor variabilidad de la tasa de corrosión (o espesor);

g) ratios de tipos de interés corto/largo (o máximo/promedio) más elevados; h) mayor grado de variabilidad del proceso (parámetros del proceso que afectarán la corrosión localizada);

 

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i) circuitos con ambientes corrosivos que han experimentado fallas inesperadas inesperadas en la instalación o en otra parte del industria. Se pueden seleccionar menos CML para sistemas de tuberías con cualquiera de las siguientes tres características: a) bajo potencial para crear una emergencia ambiental o de seguridad en caso de una fuga; b) sistemas de tuberías relativamente no corrosivos; c) sistemas de tuberías largas y rectas. Los CML se pueden eliminar para sistemas de tuberías con cualquiera de las siguientes característiccas: as: a) potencial extremadamente bajo para crear una emergencia ambiental ambiental o de seguridad en caso de una fuga; b) sistemas no corrosivos, como lo demuestra la historia o un servicio similar; y c) sistemas no sujetos a cambios que puedan causar corrosión como lo demuestra la historia y/o revisiones periódicas. periódicas. Cada CML debe tener al menos uno o más puntos de examen identificados. Ejemplos incluyen: a) ubicaciones marcadas en tuberías sin aislamiento utilizando plantillas de pintura, plantillas de metal o adhesivos; b) perforaciones practicadas en el aislamiento y taponadas con cubiertas; c) cubiertas de aislamiento temporal para accesorios, boquillas, etc.; d) isométricos o documentos que muestren CML; e) dispositivos de identificación por radiofrecuencia (RFID); f) botones de monitoreo computariz computarizado ado (CMB). Es necesaria una identificación cuidadosa de las CML y los puntos de examen para mejorar la precisión y la repetibilidad de los datos.

Se debe consultar a los especialistas en corrosión sobre la ubicación adecuada y la cantidad de CML para los sistemas de tuberías susceptibles de corrosión o agrietamiento localizados, o en circunstancia circunstanciass en las que las CML se reducirán o eliminarán sustancialm sustancialmente. ente.

5.7 Métodos de monitoreo de condición 5.7.1 UT y RT

ASME BPVC Sección V, Artículo 23 y Sección SE-797 brindan orientación para realizar mediciones de espesor por ultrasonido. Se prefieren las técnicas de perfil radiográfico para diámetros de tubería de NPS 1 y menores. Se prefiere PRT para SBP donde los medidores de espesor ultrasónicos digitales (DUT) no son muy confiables. PRT es muy a menudo la técnica de elección en NPS 8 y menores cuando se sospecha de corrosión localizada. Las mediciones ultrasónicas de espesores tomadas en tuberías de pequeño calibre pueden requerir equipo especializado (p. ej., transductore transductoress en miniatura y/o zapatas curvas, así como bloques de calibración de diámetro específico); sin embargo, el perfil RT suele ser el método elegido para medir espesores en tuberías de diámetro pequeño. Las técnicas de perfil radiográfico pueden usarse para medir espesores, particularmente en sistemas aislados o donde se sospecha corrosión no uniforme o localizada. Cuando sea práctico, se puede usar UT para obtener el grosor real de las áreas que se van a registrar. Después de las lecturas ultrasónicas en los CML, se recomienda la reparación adecuada del aislamiento y el recubrimiento contra la intemperie del aislamiento para reducir el potencial de CUI.

 

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API 570

Las técnicas de perfil radiográfico, que no requieren quitar el aislamiento, se pueden considerar como una alternativa. Consulte API 574 para obtener información adicional sobre los métodos de control del espesor de las tuberías. Cuando la corrosión en un sistema de tuberías no es uniforme o el espesor remanente se acerca al espesor mínimo requerido, es posible que se requiera una medición de espesor adicional. La radiografía y el escaneo ultrasónico son los métodos preferidos en tales casos. Cuando las mediciones ultrasónicas se toman por encima de los 150 ° °F F (65 ° °C), C), se deben usar instrumentos, acopladores y procedimientos que den como resultado mediciones precisas a temperaturas más altas. Si el procedimiento no compensa las temperaturas más altas, las mediciones deben ajustarse con el factor de corrección de temperatura apropiado. Los inspectores deben ser conscientes de las posibles fuentes de inexactitudes de medición y hacer todo lo posible para eliminar su ocurrencia. Como regla general, cada una de las técnicas de NDE tendrá límites prácticos con respecto a la precisión. Los factores que pueden contribuir a reducir la precisión de las mediciones ultrasónicas incluyen los siguientes: a) calibración incorrecta del instrumento; b) revestimientos externos o incrustaciones;

c) rugosidad superficial significativa; d) colocación y orientación del transductor (p. ej., colocación en superficie curva, orientación de la sonda de cabeceo/captura); e) fallas en el material del subsuelo, como laminaciones; f) efectos de la temperatur te mperatura a [a temperaturas temperat uras super superiores iores a 150 ° °F F (65 °C)]; g) resolución incorrecta en las pantallas del detector; h) espesores de menos de 1/8 pulg. (3,2 mm) para medidores de espesor digitales típicos; i) acoplamiento inadecuado de la sonda a la superficie (demasiado o muy poco acoplante). Además, debe tenerse en cuenta que el patrón de corrosión puede no ser uniforme. Para que las determinaciones de la velocidad de corrosión sean válidas, es importante que las mediciones en el punto más delgado se repitan lo más cerca posible del mismo lugar. Alternativamente, se puede considerar la lectura mínima o un promedio de varias lecturas en un punto de examen.

Cuando los sistemas de tuberías están fuera de servicio, las medidas de espesor se pueden tomar a través de las aberturas usando calibradores. Los calibradores son útiles para determinar los espesores aproximados de las piezas fundidas, forjadas y de los cuerpos de las válvulas, así como las aproximaciones de la profundidad de la picadura a partir del CUI en la tubería.

Los dispositivos de medición de la profundidad de la fosa también se pueden usar para determinar la profundidad de la pérdida de metal localizada.

5.7.2 Otras técnicas NDE para sistemas de tuberías Además del monitoreo del espesor, otras técnicas de examen pueden ser apropiadas para identificar o monitorear otros tipos específicos de mecanismos de daño. Al seleccionar la(s) técnica(s) a utilizar durante la inspección de tuberías, se deben tener en cuenta los posibles tipos de daños para cada circuito de tuberías. El inspector debe 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. API 571 y API 577 también contienen una guía general sobre técnicas de inspección que son apropiadas para diferentes mecanismos de daño. Ejemplos de técnicas NDE que pueden ser útiles incluyen los siguientes. a) Examen de partículas magnéticas para grietas y otras discontinuidades lineales que se extienden a la superficie del material en materiales ferromagnéticos. ASME BPVC, Sección V, Artículo 7, proporciona orientación sobre cómo realizar el examen MT.

 

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b) Examen de líquidos penetrantes para revelar grietas, porosidad o agujeros de alfiler que se extienden a la superficie del material y para delinear otras imperfecciones de la superficie, especialmente en materiales no magnéticos. ASME BPVC, Sección V, Artículo 6, proporciona orientación sobre cómo realizar el examen PT. c) RT para detectar imperfecciones internas como porosidad, inclusiones de escoria de soldadura, grietas y espesor de los componentes. ASME BPVC, Sección V, Artículo 2, proporciona orientación sobre la realización de RT. d) Detección ultrasónica de fallas para detectar grietas internas y superficiales y otras discontinuidades alargadas. ASME BPVC, Sección V, Artículo 4, Artículo 5 y Artículo 23, brindan orientación sobre la realización de UT. e) Técnica de examen de fugas de flujo de corriente alterna para detectar grietas superficiales y alargadas discontinuidades. f) Examen de corrientes de Foucault para detectar pérdidas de metal localizadas, grietas y discontinuidades alargadas. ASME BPVC, La Sección V, Artículo 8, proporciona orientación sobre cómo realizar el examen de corrientes de Foucault. g) Replicación metalográfica de campo para identificar cambios metalúrgicos. h) Examen de emisión acústica para detectar defectos estructuralmente significativos. ASME BPVC, Sección V, Artículo 11 y el Artículo 12, proporciona orientación sobre cómo realizar el examen de emisión acústica. i) Termografía para determinar la temperatura de los componentes, obstrucciones, niveles de escombros/sedimentos y flujo verificación.  j) Pruebas de fugas para para la detección de defec defectos tos de espesor. ASME BPVC Sección V, Artículo 10, proporciona orientación sobre realizando pruebas de fugas. k) Examen de onda guiada para la detección de pérdida de metal. 5.7.3 Preparación de la superficie para NDE

La preparación adecuada de la superficie es importante para un examen visual adecuado y para la aplicación satisfactoria de la mayoría de los métodos de examen, como los mencionados anteriormente. El tipo de preparación de la superficie requerida depende de las circunstancias individuales y de la técnica de NDE, pero es posible que se requieran preparaciones de la superficie como cepillado con alambre, granallado, astillado, esmerilado o una combinación de estas preparaciones. Es posible que se necesite el asesoramiento de especialistas en NDE para seleccionar y aplicar la preparación de superficie adecuada para cada técnica individual de NDE. 5.7.4 Examinadores de haz angular UT

El propietario/usuario deberá especificar examinadores de haz angular UT calificados en la industria cuando el propietario/usuario requiera lo siguiente:

a) detección de fallas de ruptura de la superficie interior (ID) al inspeccionar desde la superficie externa (OD); o b) detección, caracterización y/o dimensionamiento a través de la pared de defectos. Los ejemplos de aplicación para el uso de examinadores de haz angular UT calificados en la industria incluyen la detección y el dimensionamiento de fallas del cepillo de la superficie externa y la recopilación de datos para evaluaciones de aptitud para el servicio.

 

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5.8 Inspección de corrosión bajo aislamiento Se debe considerar la inspección de CUI para tuberías de carbón y baja aleación con aislamiento ext erno que operen entre 10 °F (–12 °C) y 350 °F (175 ° °C). C). Las inspecciones de CUI se pueden realizar como parte de la inspección externa. Si se encuentran daños CUI durante las revisiones puntuales, el inspector debe inspeccionar otras áreas susceptibles en la tubería. API 583 sobre CUI tiene información mucho más detallada sobre CUI y debe usarse junto con los programas de inspección de tuberías CUI.

Aunque el aislamiento externo parezca estar en buenas condiciones, es posible que todavía se produzcan daños en la CUI. Las técnicas no intrusivas, como la radiografía en tiempo real, pueden ayudar a determinar si hay incrustaciones detrás del aislamiento sin quitarlo. Otras técnicas, como la radiografía de perfil, la corriente de Foucault pulsada y el examen de onda guiada, pueden ayudar a localizar el daño. La eliminación de incrustaciones en equipos activos y la eliminación del aislamiento donde se sospecha que hay fugas pueden representar un riesgo significativo para la seguridad. El daño de CUI suele ser bastante insidioso, ya que puede ocurrir en áreas donde parece poco probable.

Las consideraciones para la eliminación del aislamiento incluyen, pero no se limitan a:

a) historial de CUI para el sistema de tuberías específico o sistemas de tuberías comparables;

b) condición visual del revestimiento exterior y aislamiento; manchas de óxido, crecimiento biológico y clima abultado revestimiento;

c) evidencia de fuga de fluido (por ejemplo, gotas o vapores);

d) si los sistemas de tuberías están en servicio intermitente;

e) estado/edad del revestimiento externo, si se conoce;

f) evidencia de áreas con aislamiento húmedo;

g) potencial del tipo de aislamiento para absorber/retener más agua (por ejemplo, silicato de calcio versus vidrio celular);

h) puntos bajos de líneas caídas;

i) parte inferior de la tubería vertical;

 j) proximidad a equipos que puedan aumentar la humedad local (por ejemplo, torres de enfriamiento);

k) áreas donde los regímenes de temperatura entran y salen del rango de temperatura CUI.

5.9 Inspección del punto de mezcla Los puntos de mezcla son ubicaciones en los sistemas de tuberías donde se encuentran dos o más corrientes diferentes. La diferencia en las corrientes puede ser la composición, la temperatura o cualquier otro parámetro que pueda contribuir al deterioro, corrosión acelerada o localizada y/o fatiga térmica durante condiciones de funcionamiento normales o anormales.

Todos los puntos de mezcla potencialmente problemáticos (sujetos a corrosión o agrietamiento) deben identificarse y revisarse para determinar si estas áreas tienen una mayor susceptibilidad o tasa de degradación de mecanismos de daño específicos en comparación con las corrientes de tuberías principales/  contribuyentes. Los puntos de mezcla identificados como tales pueden tratarse como circuitos de inspección separados, y es posible que estas áreas deban inspeccionarse de manera diferente, utilizando técnicas especiales, un alcance diferente y a intervalos más frecuentes en comparación con el plan de inspección para la corriente de tubería principal/contribuyente ( s). Debe reconocerse que después de la revisión, algunos puntos de mezcla pueden no requerir técnicas o intervalos de inspección de énfasis especial.

 

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Dada la amplia variación de los diseños de puntos de mezcla y los parámetros de operación, está más allá del alcance de este Código proporcionar recomendaciones de inspección específicas para los circuitos de puntos de mezcla. Se anticipa que definir esas recomendaciones de inspección requerirá una revisión cuidadosa considerando el diseño del punto de mezcla (configuración y metalurgia), el régimen de flujo de la corriente, la composición y las diferencias de temperatura, junto con las susceptibilidades esperadas del mecanismo de daño y las tasas de degradación. Consulte API 574 para obtener información adicional sobre los puntos de mezcla del proceso.

De manera similar a losy/o circuitos de puntos inyección,ellosespesor métodos preferidos para de mezcla incluyen; y ultrasonidos (haz recto haz angular) paradedeterminar mínimo medido y/oinspeccionar la presencialos de puntos otros mecanismos de daño radiografía susceptibles (por ejemplo, agrietamiento por fatiga térmica y picaduras) en cada CML. Los cambios en los puntos de mezcla, incluidos, entre otros, los cambios en: el régimen de flujo, la composición o las características de la corriente, o los componentes de la construcción y su orientación, deben identificarse identificarse y revisarse para determinar qué cambios, si es que se requieren cambios, en el plan de inspección como resultado. Consulte NACE SP 0114, Puntos de mezcla de proceso e inyección de refinería para obtener información adicional.

5.10 Inspección del punto de inyección Los puntos de inyección a veces están sujetos s ujetos a corrosión acelerada o localizada debido a condiciones de operación normales o anormales. Aquellos que son susceptibles deben tratarse como circuitos de inspección separados, y estas áreas deben inspeccionarse minuciosamente en un horario regular. Al designar un circuito de punto de inyección con fines de inspección, el límite aguas arriba recomendado del circuito del punto de inyección es un mínimo de 12 pulg. (300 mm) o tres diámetros de tubería aguas arriba del punto de inyección, el que sea mayor. El límite aguas abajo recomendado del circuito del punto de inyección es el segundo cambio en la dirección del flujo más allá del punto de inyección, o 25 pies (7,6 m) más allá del primer cambio en la dirección del flujo, lo que sea menor. En algunos casos, puede ser más apropiado extender este circuito al siguiente equipo a presión, como se muestra en la Figura 1. La selección de ubicaciones de monitoreo de condición (CML) dentro de los circuitos de punto de inyección sujetos a corrosión c orrosión localizada debe estar de acuerdo con las siguientes pautas: a) establecer CML en accesorios apropiados dentro del circuito del punto de inyección, b) establecer CML en la pared de la tubería en el lugar donde se espera el impacto del fluido inyectado en la pared de la tubería, c) establecer CML en ubicaciones intermedias a lo largo de la tubería recta más larga dentro del circuito del punto de inyección puede ser requerido, d) establecer CML en los límites aguas arriba y aguas abajo del circuito del punto de inyección. Los métodos preferidos para inspeccionar los puntos de inyección son la radiografía y/o el escaneo UT o la inspección de cuadrícula UT poco espaciada, según corresponda, para establecer el espesor mínimo medido en cada CML. Se pueden usar mediciones ultrasónicas de cuadrícula c uadrícula cerrada o escaneo, siempre que las temperaturas sean apropiadas. Para algunas aplicaciones, es conveniente quitar los carretes de las tuberías para facilitar la inspección visual de la superficie interior. Sin embargo, aún se requerirán mediciones de espesor para determinar el espesor restante. Durante las inspecciones periódicas programadas, se debe aplicar una inspección más extensa a un área que comience 12 pulgadas (300 mm) aguas arriba de la boquilla de inyección y continúe por al menos diez diámetros de tubería aguas abajo del punto de inyección. Además, mida y registre el espesor en todos los CML dentro del circuito del punto de inyección. El potencial de corrosión localizada puede ocurrir en la unión donde el punto de inyección entra en la tubería principal. Se recomienda el uso de radiografía de perfil en el empalme y escaneo manual UT de la tubería principal (alrededores y aguas abajo del empalme).

 

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Línea aérea de vapor o 12 pulgadas mínimo, lo que sea mayor

3D

Punto de inyección

Condensadores

Circuito de tuberías del punto de inyección

aéreos

Destilación columna

*Ubicaciones típicas de monitoreo de condición (CML) dentro de los circuitos del punto de inyección

Figura 1—Circuito 1—Circuito de tubería de punto de inyección típico El hardware utilizado para inyectar el fluido en la corriente del proceso es importante para la mezcla adecuada de las corrientes. La mayoría de las configuraciones usan una boquilla de inyección o una pluma que se proyecta en la corriente del proceso. Estas boquillas de inyección (o canillas) deben inspeccionarse periódicamente para asegurarse de que aún estén intactas y en la orientación correcta (es decir, la boquilla apuntando hacia arriba si ese es el diseño previsto). Para este fin, se recomienda el uso de radiografías para las inspecciones periódicas de la boquilla de inyección o la pluma.

5.11 Prueba de presión de sistemas de tuberías 5.11.1 Generalidades Las pruebas de presión normalmente no se llevan a cabo como parte de una inspección de rutina (ver 8.2.8 para los requisitos de prueba de presión para reparaciones, alteraciones y reclasificación). Las excepciones a esto incluyen los requisitos de la Guardia Costera para tuberías sobre el agua y los requisitos de las jurisdicciones locales, después de alteraciones soldadas, tuberías enterradas o cuando lo especifique el inspector o el ingeniero de tuberías. Cuando se realicen, las pruebas de presión se realizarán de acuerdo con los requisitos de ASME B31.3. Se proporcionan consideraciones adicionales para las pruebas de presión en API 574, API 579-1/ASME FFS-1 y ASME PCC-2 Artículo 5.1. Las pruebas de servicio y/o las pruebas de presión más baja, que se usan solo para la estanqueidad de los sistemas de tuberías, se pueden realizar a las presiones designadas por el propietario/  usuario. Las pruebas de presión generalmente se realizan en un circuito de tubería completo. Sin embargo, cuando sea práctico, las pruebas de presión de componentes/secciones individuales se pueden realizar en lugar de todo el circuito (por ejemplo, una sección de tubería de reemplazo). Un

 

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Se debe consultar a un ingeniero cuando se vaya a realizar una prueba de presión de los componentes/secciones de la tubería (incluido el uso de dispositivos de aislamiento) para garantizar que sea adecuada para el propósito previsto. Cuando se requiera una prueba de presión, se realizará después de cualquier tratamiento térmico. Antes de aplicar una prueba hidrostática, un ingeniero debe revisar las estructuras de soporte y el diseño de los cimientos para garantizar que sean adecuados para la carga hidrostática. NOTA Se advierte al propietario/usuario que evite exceder el 90 % del límite elástico mínimo especificado (SMYS) para el material a la temperatura de prueba y especialmente para el equipo utilizado en servicio a temperatura elevada. 5.11.2 Fluido de prueba

El fluido de prueba debe ser agua a menos que exista la posibilidad de daño debido a la congelación u otros efectos adversos del agua en el sistema de tuberías o en el proceso (por ejemplo, incompatibilidad del proceso con el agua) o a menos que el agua de prueba se contamine y su eliminación presente problemas ambientales. problemas. En cualquier caso, se puede utilizar otro líquido no tóxico adecuado. Si el líquido es inflamable, su punto de inflamación debe ser de al menos 49 °C (120 °F) o más, y se debe considerar el efecto del entorno de prueba en el fluido de prueba.

Las tuberías fabricadas o que tengan componentes de acero inoxidable austenítico deben someterse a una prueba hidráulica con una solución compuesta de agua potable (ver nota), agua desionizada/desmineralizada o condensado de vapor que tenga una concentración total de cloruro (no concentración de cloro libre) de menos de 50 ppm. NOTA El agua potable en este contexto sigue la práctica de los EE. UU., con un máximo de cloruro de 250 partes por millón, desinfectada con cloro o ozono.

Para tuberías de acero inoxidable austenítico sensibilizado sujetas a agrietamiento por corrosión bajo tensión politiónica, se debe considerar el uso de una solución de agua alcalina para pruebas de presión donde la corrosión acelerada de la región sensibilizada puede ser un problema (ver NACE RP 0170). Si se va a mantener una prueba de presión durante un período de tiempo y el fluido de prueba en el sistema está sujeto a expansión térmica, se deben tomar precauciones para evitar que se acumule presión más allá de lo especificado especificado.. Después de completar la prueba, la tubería debe drenarse completamente (todas las ventilaciones de punto alto deben estar abiertas durante el drenaje), soplar aire o secarse de otra manera. Si no se dispone de agua potable o si no es posible el drenaje y el secado inmediatos, se puede considerar el uso de agua con un nivel de cloruro muy bajo, un pH más alto (>10) y la adición de inhibidores para reducir el riesgo de picaduras y corrosión microbiológ microbiológicamente icamente inducida. 5.11.3 Pruebas de presión neumática

Se puede usar una prueba de presión neumática (o hidroneumática) cuando no es posible realizar una prueba hidrostática debido a limitaciones de temperatura, estructurales o del proceso. Sin embargo, los riesgos potenciales para el personal y la propiedad de las pruebas neumáticas deben tenerse en cuenta al realizar dichas pruebas. Como mínimo, las precauciones de inspección contenidas en ASME B31.3 se aplicarán en cualquier prueba neumática. Consulte ASME PCC-2 para conocer las precauciones sobre las pruebas de presión neumática.

5.11.4 Temperatura de prueba y consideraciones de fractura frágil

A temperatura ambiente, los aceros al carbono, de baja aleación y otros aceros, incluidos los aceros de alta aleación que se debilitan por la exposición al servicio, pueden ser susceptibles a la falla por fragilidad. Se han atribuido varias fallas a la fractura frágil de aceros que fueron expuestos a temperaturas por debajo de su temperatura de transición y a presiones superiores al 25 % de la presión de prueba hidrostática requerida u 8 ksi de tensión, lo que sea menor. Sin embargo, la mayoría de las fracturas por fragilidad han ocurrido en la primera aplicación de un alto nivel de esfuerzo (la primera prueba hidrostática o sobrecarga). Un ingeniero debe evaluar la posibilidad de una falla por fragilidad antes de la prueba hidrostática o especialmente antes de la prueba neumática debido a la mayor

 

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energía potencial involucrada. Se debe prestar especial atención al probar aceros de baja aleación, especialmente 21/4Cr-1Mo, porque pueden ser propensos a la fragilización por revenido. Para minimizar el riesgo de fractura por fragilidad durante una prueba de presión, la temperatura del metal debe mantenerse al menos a 17 ° °C C (30 °F) °F) por encima de la MDMT para tuberías de más de 5 cm ( 2 pulg.) de espesor y a 10 °F (6 °C) °C) por encima de la MDMT para tuberías que tienen un espesor de 2 pulgadas (5 cm) o menos. La temperatura de prueba no necesita exceder los 120 °F (50 ° °C) C) a menos que haya información sobre las características frágiles del material de construcción de la tubería que indique que se necesita una temperatura de prueba más alta.

5.11.5 Precauciones y Procedimiento Procedimientos s Durante una prueba de presión, cuando la presión de prueba exceda la presión establecida del dispositivo de alivio de presión en un sistema de tuberías, los dispositivos de alivio de presión deben retirarse o cerrarse durante la prueba. Como alternativa, cada disco de válvula debe sujetarse con una abrazadera de prueba diseñada adecuadamente. Está prohibido aplicar una carga adicional al resorte de la válvula girando el tornillo de ajuste. Otros accesorios que sean incapaces de soportar la presión de prueba, tales como vidrios de calibre, manómetros, juntas de expansión y discos de ruptura, deben retirarse o taparse. Las líneas que contienen juntas de expansión que no se pueden quitar o aislar se pueden probar a presión reducida de acuerdo con los principios de ASME B31.3. Si se usan válvulas de bloqueo para aislar un sistema de tuberías para una prueba de presión, se debe tener cuidado de no exceder la presión de asiento permitida como se describe en ASME B16.34 o los datos del fabricante de la válvula correspondiente.

Una vez completada la prueba de presión, los dispositivos de alivio de presión de la configuración adecuada y otros accesorios retirados o inoperables durante la prueba de presión deben reinstalarse o reactivarse. Antes de aplicar una prueba de presión, se deben tener en cuenta las precauciones y los procedimientos apropiados para garantizar la seguridad del personal involucrado en la prueba de presión. No se debe realizar una inspección visual minuciosa de los componentes de la tubería hasta que la presión del equipo sea igual o inferior a la MAWP. Esta revisión es especialmente importante para las tuberías en servicio.

5.11.6 Alternativas de prueba de presión Se debe especificar y realizar una NDE apropiada cuando no se realiza una prueba de presión después de una reparación o alteración mayor. Se permite sustituir los procedimientos NDE por una prueba de presión después de una alteración solo después de que el ingeniero y el inspector hayan aprobado la sustitución. Para los casos en los que se utilice UT en lugar de una prueba de presión, el propietario/usuario deberá especificar examinadores de haz angular de UT calificados en la industria. ASME B31 Code Case 179 puede usarse en lugar de RT para soldaduras de tubería B31.1, y los criterios de aceptación de UT alternativos proporcionados en B31 Code Case 181 pueden usarse en lugar de los descritos en el párr. 344.6.2 de ASME B31.3, según corresponda, para soldaduras de cierre que no hayan sido probadas a presión y para reparaciones de soldadura identificadas por el ingeniero o inspector.

5.12 Verificación y trazabilidad de materiales El propietario/usuario deberá evaluar la necesidad y el alcance de la aplicación de un programa de verificación de materiales consistente con API 578 que aborde la sustitución involuntaria de materiales en los sistemas de tuberías de aleación existentes. Un programa de verificación de materiales consistente con API 578 puede incluir procedimientos para la priorización y clasificación de riesgos de los circuitos de tuberías. Esa evaluación puede conducir a un examen retroactivo de PMI, como se describe en API 578, para confirmar que los materiales instalados son consistentes con el servicio previsto. Los componentes identificados durante esta verificación que no cumplen con los criterios de aceptación del programa de examen de PMI (como en API 578) serían objeto de reemplazo. El propietario/usuario y el inspector de tuberías autorizado, en consulta con un especialista en corrosión, deberán establecer un cronograma para el reemplazo de esos componentes. El inspector autorizado deberá utilizar NDE periódicos, según sea necesario, en los componentes identificados hasta el reemplazo.

 

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En las líneas de las unidades de proceso más antiguas que funcionan a más de 260 °C (500 °F) y están sujetas a la corrosión por sulfuración, las tuberías de acero al carbono que contienen menos del 0,1 % en peso de silicio pueden corroerse a tasas significativamente más altas que los aceros al carbono con mayor contenido de silicio proceso). Para los sistemas/circuitos de tuberías que han sido identificados en el servicio de corrosión por sulfuración que pueden contener aceros al carbono con bajo contenido de silicio más antiguos, se debe considerar realizar una inspección de cada segmento de tubería para identificar la tasa de corrosión/componente limitante en el peor de los casos.

Después de aproximadamente 1985 a 1990, la mayoría de las tuberías compradas se convirtieron en doble estampado y, por lo tanto, el problema del bajo contenido de silicio disminuyó para las tuberías compradas e instaladas después de ese período de tiempo. Las técnicas de inspección que pueden ser útiles para encontrar componentes susceptibles bajo aislamiento incluyen radiografía en tiempo real, GWT y PEC. Los planes de inspección para la corrosión por sulfuración deben estar de acuerdo con API 939-C. Durante las reparaciones o alteraciones a los sistemas de tuberías de material de aleación, donde se requiere el material de aleación para mantener la contención de presión, el inspector deberá verificar que la instalación de nuevos materiales sea consistente con los materiales de construcción seleccionados o especificados. Este programa de verificación de materiales debe ser consistente con API 578. Mediante el uso de procedimientos de evaluación de riesgos, el propietario/usuario puede realizar esta evaluación mediante una verificación del 100 %, examen PMI en ciertas situaciones críticas o tomando muestras de un porcentaje de los materiales. El examen del PMI puede ser realizado por el inspector o el examinador con el uso de métodos adecuados como se describe en API 578. Si un componente del sistema de tuberías falla debido a que se sustituyó inadvertidamente un material incorrecto por el material de tubería adecuado, el inspector deberá considerar la necesidad de una verificación adicional de los materiales de tubería existentes. El alcance de la verificación adicional dependerá de circunstancias tales como las consecuencias de la falla y la probabilidad de errores materiales adicionales.

5.13 Inspección de válvulas Normalmente, las mediciones de espesor no se toman de forma rutinaria en las válvulas de los circuitos de tuberías. El cuerpo de una válvula normalmente es más grueso que otros componentes de tubería por razones de diseño. Sin embargo, cuando las válvulas se desmantelan para realizar el mantenimiento y la reparación, el personal del taller debe examinar visualmente los componentes de la válvula para detectar patrones de corrosión o adelgazamiento inusuales y, cuando se observen, informar esa información al inspector. Los cuerpos de las válvulas que están expuestos a ciclos de temperatura significativos (por ejemplo, la regeneración de la unidad de reformado catalítico y la limpieza con vapor) deben examinarse periódicamente para detectar grietas por fatiga térmica.

Si se sabe o se sospecha que las válvulas de compuerta están expuestas a corrosión-erosión severa o inusual, se deben realizar lecturas de espesor en el cuerpo entre los asientos, ya que esta es un área de alta turbulencia y alta tensión.

Las válvulas de control u otras válvulas reguladoras, particularmente en servicios de lodos y caída de alta presión, pueden ser susceptibles a la corrosión/  erosión localizada del cuerpo aguas abajo del orificio. Si se sospecha tal pérdida de metal, se debe retirar la válvula de la línea para realizar una inspección interna. También se debe inspeccionar el interior de la tubería y la brida de acoplamiento aguas abajo para detectar pérdidas locales de metal.

Cuando se realicen pruebas de presión del cuerpo y/o del cierre de la válvula después del servicio, se deben realizar de acuerdo con API 598. Las válvulas de retención críticas se deben inspeccionar o probar adecuadamente para brindar una mayor seguridad de que evitarán las inversiones de flujo. Un ejemplo de una válvula de retención crítica puede ser la válvula de retención ubicada en la salida de una bomba de carga de procesamiento hidráulico de cabeza alta y multietapas. La falla de una válvula de retención de este tipo para operar correctamente podría resultar en una sobrepresión de la tubería durante una inversión de flujo. El método de inspección visual normal debe incluir los siguientes elementos.

a) Comprobación para asegurarse de que la aleta pueda moverse libremente, según se requiera, sin aflojamiento más allá de la tolerancia debido al desgaste. b) El tope de la aleta no debe tener un desgaste más allá de la tolerancia. Esto minimizará la probabilidad de que la aleta se mueva más allá de la posición central muerta superior y permanezca en una posición abierta cuando la válvula de retención esté montada en una posición vertical.

 

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c) La tuerca de la aleta debe asegurarse al perno de la aleta para evitar que retroceda durante el servicio.

Normalmente no se requieren controles de fugas de las válvulas de retención críticas, pero se pueden considerar en circunstancias especiales.

5.14 Inspección de soldaduras en servicio La inspección de la calidad de la soldadura de las tuberías normalmente se realiza como parte de los requisitos para nuevas construcciones, r eparaciones o alteraciones. Sin embargo, las soldaduras a menudo se inspeccionan en busca de corrosión como parte de una inspección de perfil radiográfico o como parte de una inspección interna. Cuando se observa corrosión de soldadura preferencial, se deben examinar soldaduras adicionales en el mismo circuito o sistema para detectar corrosión. API 577 proporciona orientación adicional sobre la inspección de soldaduras.

Debido a las diferentes capacidades y características de varios métodos NDE para encontrar fallas, el uso de un método NDE que sea diferente del empleado durante la fabricación original puede revelar fallas preexistentes que no fueron causadas por la exposición en servicio (por ejemplo, aplicar UT y MT para la inspección en servicio cuando solo se aplicó RT durante la fabricación). Por esta razón, a menudo es una buena práctica especificar los tipos de NDE durante la f abricación original que el propietario/usuario planea aplicar durante las inspecciones en servicio.

En ocasiones, los exámenes de perfiles radiográficos de soldaduras que han estado en servicio pueden revelar un defecto en la soldadura. Si se detectan imperfecciones similares a grietas mientras el sistema de tuberías está en funcionamiento, se debe usar una inspección adicional con radiografía de calidad de soldadura y/o UT para evaluar la magnitud de la imperfección. Además, el inspector debe esforzarse por determinar si las imperfecciones similares a grietas se deben a la fabricación de la soldadura original o pueden deberse a un mecanismo de agrietamiento ambiental.

Los defectos similares a grietas y el agrietamiento ambiental deben ser evaluados por un ingeniero de acuerdo con API 579-1/ASME FFS-1 y/o un especialista en corrosión. La corrosión de soldadura preferencial debe ser evaluada por el inspector. Los temas a considerar al evaluar la calidad de las soldaduras existentes incluyen lo siguiente:

a) método de inspección de fabricación original y criterios de aceptación;

b) extensión, magnitud y orientación de las imperfecciones;

c) antigüedad en el servicio;

d) condiciones de operación versus condiciones de diseño;

e) presencia de tensiones secundarias en las tuberías (residuales y t érmicas);

f) potencial de cargas de fatiga (mecánica y térmica);

g) sistema de tuberías primario o secundario;

h) potencial de impacto o cargas transitorias;

i) potencial de agrietamiento ambiental;

 j) historial de reparaciones y tratamientos térmicos;

k) soldaduras de metales disímiles tales como soldaduras ferríticas a austeníticas y de aleación 400 a acero al carbono;

l) dureza de la soldadura.

Para soldaduras de tuberías en servicio, puede que no sea apropiado utilizar los criterios de aceptación de radiografías del código de construcción original para la calidad de la soldadura en ASME B31.3. Los criterios de aceptación B31.3 están destinados a aplicarse a construcciones nuevas en una muestra de soldaduras, no solo las soldaduras examinadas, para evaluar la calidad probable de todas las soldaduras.

 

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(o soldadores) en el sistema. Es posible que existan algunas soldaduras que no cumplan con estos criterios, pero que seguirán funcionando satisfactoriamente en servicio después de la prueba hidrostática. Esto es especialmente especialmente cierto en las conexiones de ramales pequeños que normalmente no se examinan durante la construcción nueva. El propietario/usuario deberá especificar examinadore examinadoress de haz angular UT calificados en la industria cuando el propietario/usua propietario/usuario rio requiera cualquiera de los siguientes elementos. a) Detección de fallas planares de ruptura de la superficie interior (ID) al inspeccionar desde la superficie externa (OD). b) Cuando se requiera detección, caracterización y/o dimensionamiento dimensionamiento a través de la pared de defectos planos. Los ejemplos de aplicación para el uso de dichos examinadores examinadores de haz angular UT calificados en la industria incluyen la obtención de dimensiones de fallas para la evaluación de Aptitud para el servicio y el monitoreo de fallas conocidas. 5.15 Inspección de juntas con bridas

Las uniones bridadas deben examinarse en busca de evidencia de fugas, como manchas, depósitos o goteos. Las fugas del proceso en los sujetadores de bridas y los sujetadores de casquetes de válvulas pueden provocar corrosión o agrietamiento ambienta ambiental.l. Este examen debe incluir aquellas bridas encerradas con bridas o protectores contra salpicaduras y rocío. Las uniones bridadas que han sido sujetadas y bombeadas con sellador deben revisarse para ver si hay fugas en los pernos. Los sujetadores sujetos a tales fugas pueden corroerse o agrietarse (p. ej., agrietamiento cáustic cáustico). o). Si se contempla volver a bombear, los sujetadores afectados deben renovarse primero.

Las caras accesibles de las bridas deben examinarse para detectar distorsiones y determinar el estado de las superficies de asiento de las juntas. Si las bridas están significativamente dobladas o distorsionadas, sus marcas y espesores deben verificarse con los requisitos de ingeniería antes de tomar medidas correctivas. Los sujetadores de brida deben examinarse visualmente en busca de corrosión y enganche de rosca. Los sujetadores deben estar completamente enganchados. Cualquier Cualquier sujetador que no lo haga se considera aceptablemen aceptablemente te enganchado si la falta de enganche completo no es más de una rosca. Se deben examinar las marcas en una muestra representativa de sujetadores y juntas recién instalados para determinar si cumplen con la especificación del material. Las marcas se identifican en las normas ASME y ASTM aplicables. Los sujetadores cuestionables deben verificarse o renovarse.

Puede encontrar orientación adicional sobre la inspección de juntas bridadas en ASME PCC-1.

6 Intervalo/Frecuencia y Alcance de la Inspección 6.1 Generalidades

Para garantizar la integridad del equipo, todos los sistemas de tuberías y dispositivos de alivio de presión deben inspeccionarse en los intervalos/frecuencias intervalos/frecuencias que se indican en esta sección. Las inspecciones programadas programadas se realizarán en la fecha de vencimiento o antes o se considerarán vencidas para la inspección. Alternativamente, Alternativam ente, se puede determinar una fecha de vencimiento de inspección a través de una evaluación de riesgos de acuerdo con API 580. Esta fecha de vencimiento puede exceder el intervalo de vida media típico utilizado en un análisis más convencional. Tenga en cuenta que no todos los análisis RBI producen un intervalo de inspección, algunos generan una fecha de vencimiento de inspección basada en criterios de riesgo aceptables. Consulte 7.13 para obtener más información y requisitos sobre inspecciones atrasadas y aplazamiento aplazamientos. s.

La inspección 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. programada. Los riesgos asociados con el apagado y el arranque operativos y la posibilidad de una mayor corrosión debido a la exposición de las superficies del equipo al aire y la humedad durante el apagado deben evaluarse cuando se planifica una inspección interna. Este Código se basa en el seguimiento de una muestra representativa representativa de lugares de inspección en tuberías seleccionadas con la intención específica de revelar una evaluación razonablemente precisa de la condición de la tubería.

 

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6.2 Inspección durante la instalación y cambios de servicio 6.2.1 Instalación de tuberías Las tuberías se inspeccionarán de acuerdo con los requisitos del código de construcción en el momento de la instalación. El propósito de la inspección de la instalación es verificar que las tuberías estén limpias y sean seguras para la operación, y para iniciar los registros de inspección de la planta para los sistemas de tuberías. La inspección mínima de la instalación debe incluir los siguientes elementos: a) verificar que la tubería esté instalada correctamente, la metalurgia correcta esté instalada, los soportes sean adecuados y estén asegurados, los accesorios exteriores tales como soportes, zapatas, colgadores estén asegurados, el aislamiento esté correctamente instalado, las conexiones bridadas y otras conexiones mecánicas estén ensambladas correctamente y la tubería esté limpio y seco; b) verificar que los dispositivos de alivio de presión cumplan con l os requisitos de diseño (dispositivo correcto y presión de ajuste correcta) y están correctamente instalados.

Esta inspección de la instalación debe documentar las mediciones de espesor de línea de base que se utilizarán como lecturas de espesor iniciales para los cálculos de la tasa de corrosión en l ugar de los datos de espesor nominal y mínimo de diseño en las especificaciones y hojas de datos/dibujos de diseño. Esto también facilitará la creación de un cálculo preciso de la tasa de corrosión después de que se registren las primeras mediciones de espesor en servicio.

6.2.2 Cambio de servicio de tuberías Si las condiciones de servicio del sistema de tuberías cambian, es decir, exceden el entorno operativo actual (p. ej., el contenido del proceso, la presión operativa máxima y la temperatura operativa máxima y mínima), se deben establecer intervalos de inspección para las nuevas condiciones de servicio, incluida la revisión de la configuración del dispositivo de alivio de presión aplicable.

Si se cambia tanto la propiedad como la ubicación de la tubería, la tubería se inspeccionará antes de volver a utilizarla. Asimismo, se establecerán las condiciones de servicio admisibles y el intervalo de inspección para el nuevo servicio.

6.3 Planificación de la inspección de tuberías 6.3.1 Generalidades

La frecuencia y el alcance de la inspección de los circuitos de tuberías, ya sea por encima o por debajo del suelo, dependen de las formas de degradación que pueden afectar las tuberías y la consecuencia de una falla en las tuberías. Las diversas formas de degradación que pueden afectar los circuitos de tuberías de proceso se describen en API 571 con más detalle. En 6.3.4 se define una clasificación simplificada de tuberías basada en la consecuencia de la falla. Como se describe en 5.3, la estrategia de inspección basada en la probabilidad y la consecuencia de la falla se denomina RBI. El esquema simplificado de clasificación de tuberías en 6.3.4 se basa en la consecuencia de una falla. La clasificación se utiliza para establecer la frecuencia y el alcance de la inspección. El propietario/usuario puede idear un esquema de clasificación más extenso que evalúe con mayor precisión las consecuencias para ciertos circuitos de tuberías. La evaluación de consecuencias consideraría el potencial de explosión, incendio, toxicidad, impacto ambiental y otros efectos potenciales asociados con una falla. Referencia API 580 Evaluación de las pautas y requisitos de las consecuencias de fallas. Después de realizar una evaluación eficaz, los resultados se pueden utilizar para establecer una estrategia de inspección del circuito de tuberías y definir el plan de inspección adecuado según 5.2.

6.3.2 Configuración de intervalos de inspección con RBI Se puede utilizar una evaluación RBI realizada de acuerdo con API 580 para determinar los intervalos de inspección o la fecha límite de la próxima inspección y el alcance de la i nspección.

 

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6.3.3 Configuración de intervalos de inspección sin el uso de RBI

Si no se utiliza RBI, el intervalo entre las inspecciones de tuberías se debe establecer y mantener utilizando el siguientes criterios: a) los cálculos de la velocidad v elocidad de corrosión y la vida remanente; b) la clasificación del servicio de tubería (ver 6.3.4); c) los requisitos jurisdiccionales aplicables; d) y el juicio del inspector, el ingeniero de tuberías, el supervisor del ingeniero de tuberías o un especialista en materiales, basado en las condiciones de operación, el historial de inspección anterior, los resultados de la inspección actual y las condiciones que pueden  justificar inspecciones suplementarias suplementarias cubiertas en 5.5. El propietario/usuario o el inspector deberá establecer intervalos de inspección para las mediciones de espesores y vvisual isual externo. inspecciones y, en su caso, para inspecciones internas y complementarias. Para tuberías Clase 1, 2 y 3, el período entre las mediciones de espesor para CML o circuitos no debe exceder la mitad de la vida restante o los intervalos máximos recomendados en la Tabla 1, lo que sea menor. siempre que el vida restante es inferior a cuatro años, el intervalo de inspección puede ser la vida restante completa hasta un máximo de dos años. El intervalo lo establece el inspector o el ingeniero de tuberías de acuerdo con el sistema de control de calidad del propietario/usuario. Tabla 1—Intervalos de inspección máximos recomendados Medidas de espesor

Tipo de circuito

Visual externo

Clase 1

5 años

5 años

Clase 2

10 años

5 años

Clase 3

10 años

10 años

Clase 4

Opcional

Opcional

3 años  —

Por clase

Puntos de inyección

a

Interfaces suelo-aire b

Por clase

NOTA Las mediciones de espesor se aplican a los sistemas para los cuales se han establecido CML de acuerdo con 5.6. a

Los intervalos de inspección o las fechas de vencimiento para la inyección potencialmente corrosiva también se pueden establecer mediante un análisis RBI válido en de acuerdo con API 580.

b Consulte API 574 para obtener más información sobre las interfaces SAI.

Los intervalos máximos para tuberías Clase 4 se s e dejan a la determinación del propietario/usuario dependien dependiendo do de la confiabilidad y Necesidades del negocio.

Para tuberías que están en servicio no continuo, el intervalo entre las mediciones de espesor puede basarse en la número de años de servicio real (tuberías en funcionamiento) en lugar de años calendario, siempre que cuando esté inactiva, la tubería es:

a) aislado de los fluidos del proceso, y b) no expuesto a ambientes internos corrosivos (por ejemplo, gas inerte purgado o lleno de hidrocarburos no corrosivos). Las tuberías que están en servicio no continuo y no están adecuadamente protegidas de ambientes corrosivos pueden experimente una mayor corrosión interna mientras está inactivo. Las tasas de corrosión c orrosión deben revisarse cuidadosamente antes de establecer los intervalos

 

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API 570

El intervalo de inspección debe revisarse y ajustarse según sea necesario después de cada inspección o cambio significativo en las condiciones de operación y/o los resultados de la inspección. La corrosión general, la corrosión localizada, las picaduras, el agrietamiento ambiental y otras formas aplicables de deterioro mencionadas en 5.5 y API 571 se deben considerar al establecer los diversos intervalos de inspección.

6.3.4 Clases de servicio de tuberías

6.3.4.1 Generalidade Generalidades s

Todos los sistemas de tuberías de proceso se clasificarán en diferentes clases de tuberías, excepto las tuberías que se hayan planificado sobre la base de RBI. Tal sistema s istema de clasificación permite que los esfuerzos de inspección adicionales se centren en los sistemas de tuberías que pueden tener las consecuencias potenciales más altas si se produce una falla o pérdida de contención. En general, los sistemas clasificados más altos requieren una inspección más extensa a intervalos más cortos para afirmar su integridad para una operación segura continua. Las clasificaciones c lasificaciones deben basarse en la seguridad potencial y los efectos ambientales en caso de que ocurra una fuga. Cuando las condiciones de servicio de las tuberías cambian, las clasificaciones de las tuberías y los planes de inspección deben revisarse y actualizarse según sea necesario para reflejar las condiciones operativas modificadas; por ejemplo, un aumento de la temperatura de servicio de un hidrocarburo que podría cambiar de “vaporización lenta durante un escape” a “vaporización rápida durante un escape”. Los propietarios/usuarios deberán mantener mantener un registro de los fluidos de las tuberías de proceso manipulados, incluidas sus clasificaciones. NFPA 704 proporciona información que puede ser útil para clasificar los sistemas s istemas de tuberías de acuerdo con los peligros potenciales de los fluidos de proceso que contienen. NOTA La temperatura de funcionamiento de una corriente de hidrocarburo en relación con su punto de inflamación, punto de ebullición y temperatura de autoignición es un factor importante para definir las posibles consecuencias de un escape. La temperatura de funcionamiento de los sistemas de tuberías de hidrocarburos debe tenerse en cuenta al asignar la clase de servicio de las tuberías. Por ejemplo, la gasolina a temperatura ambiente en el sitio es Clase 2 ya que está por debajo del punto de ebullición pero por encima del punto de inflamación de la gasolina. Sin embargo, la gasolina en el sitio a 550 °F debe ser Clase 1 ya que la ignición automática puede ocurrir.

Se recomiendan las cuatro clases enumeradas a continuación en 6.3.4.2 a 6.3.4.5. 6.3.4.2 Clase 1

Los servicios con el mayor potencial de resultar en una emergencia inmediata si ocurriera una fuga están en Clase 1. Tal emergencia puede ser de seguridad o de naturaleza ambiental. Los ejemplos de tuberías de Clase 1 incluyen, entre otros, aquellos que contienen lo siguiente.

a) Servicios inflamables que pueden autorrefrigerarse y provocar fractura frágil. b) Servicios presurizados que pueden vaporizarse rápidamente durante la liberación, creando vapores que pueden acumularse y formar una mezcla explosiva, como corrientes C2, C3 y C4. Los fluidos que pueden vaporizarse rápidamente son aquellos con temperaturas de ebullición atmosférica por debajo de 50 °F (10 °C) o donde el punto de ebullición atmosférico está por debajo de la temperatura de funcionamiento (normalmente un problema con los servicios de alta temperatura). c) Sulfuro de hidrógeno (superior al 3 % en peso) en corriente gaseosa. d) Cloruro de hidrógeno anhidro. e) Ácido fluorhídrico en servicios principales y trazas de ácido según API RP 751. f) Tuberías sobre o adyacentes al agua y tuberías sobre vías públicas (consulte las reglamentaciones nacionales o locales, p. Departamento de Transporte y Guardacostas para la inspección de tuberías sobre s obre el agua). g) Servicios inflamables que operen por encima de su temperatura de autoignición.

 

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6.3.4.3 Clase 2

Los servicios no incluidos en otras clases están en la Clase 2. Esta clasificación incluye la mayoría de las tuberías de proceso unitario y tuberías seleccionadas fuera del sitio. Los ejemplos típicos de estos servicios incluyen, entre otros, aquellos que contienen lo siguiente:

a) hidrocarburos en el sitio que se vaporizarán lentamente durante la liberación, como los que operan por debajo del punto de ebullición, pero por encima del punto de inflamación,

b) hidrógeno, gas combustible y gas natural in situ, c) ácidos y cáusticos fuertes in situ. 6.3.4.4 Clase 3

Los servicios que son inflamables pero que no se vaporizan significativamente cuando tienen fugas, es decir, por debajo del punto de inflamación, o inflamables pero que están ubicados en áreas remotas y funcionan por debajo del punto de ebullición se encuentran en la Clase 3. Servicios que son potencialmente dañinos para el tejido humano pero que están ubicados en áreas remotas pueden estar incluidos en esta clase. Los ejemplos del servicio de Clase 3 incluyen, entre otros, aquellos que contienen lo siguiente: a) hidrocarburos en el sitio que no se vaporizarán significativamente significativamente durante la liberación, como los que operan debajo del flash punto; b) líneas de productos y destilados fuera del sitio hacia y desde el almacenamiento y la carga; c) tuberías del parque de tanques;

d) ácidos y cáusticos fuera del sitio; e) hidrógeno, gas combustible y gas natural fuera del sitio; y f) Otras tuberías de hidrocarburos de menor riesgo que no caigan en Clase 1, 2 o 4. 6.3.4.5 Clase 4

Los servicios que son esencialmente no inflamables y no tóxicos están en la Clase 4, al igual que la mayoría de los servicios públicos. La inspección de tuberías de Clase 4 es opcional y, por lo general, se basa en las necesidades de confiabilidad y los impactos comerciales en lugar de la seguridad o el impacto ambiental. Los ejemplos del servicio de Clase 4 incluyen, entre otros, aquellos que contienen lo siguiente:

a) vapor y condensado de vapor; b) aire; c) nitrógeno; d) agua, incluida el agua de alimentación de calderas o el agua agria depurada; e) aceite lubricante, aceite de sello;

f) ASME B31.3, servicios de Categoría D; g) fontanería y alcantarillado.

 

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API 570

6.4 Alcance de las inspecciones visuales externas externas y CUI Las inspecciones visuales externas, incluidas las inspecciones para CUI, deben realizarse a intervalos no mayores que los enumerados en la Tabla 1. Alternativamente, los intervalos de inspección visual externa o las fechas de vencimiento se pueden establecer mediante el uso de un RBI válido

evaluación realizada de acuerdo con API 580. Esta inspección visual externa para CUI potencial también es para evaluar condición de aislamiento y se llevará a cabo en todos los sistemas de tuberías susceptibles a CUI. Los resultados de la visual La inspección debe documentarse para facilitar las inspecciones de seguimiento. Después de la inspección visual externa de los sistemas susceptibles, se requiere un examen adicional para la inspección de CUI. El alcance y el tipo de inspección CUI adicional se enumeran en la Tabla 2. Aislamiento dañado a mayor las elevaciones pueden resultar en CUI en áreas más bajas alejadas del daño. La inspección NDE para CUI también debe ser realizado realiz ado como se indic indica a en la Tabla 2 en ubicac ubicaciones iones sosp sospechosas echosas qu que e operan entre entr e 10 °F (–12 °C) y 350 °F (175 °C) para carbo carbono no Tuberías de acero y acero de baja aleación. Normalmente se requiere RT o remoción del aislamiento e inspección visual para esta inspección. en lugares dañados o sospechosos. Se pueden utilizar otros métodos de evaluación de NDE cuando corresponda. Si la inspección de las áreas dañadas o sospechosas ha localizado una CUI significativa, se deben inspeccionar áreas adicionales y, cuando garantizado, se debe inspeccionar hasta el 100 % del circuito.

Tabla 2—Extensión recomendada de la inspección CUI después de la inspección visual de tuberías susceptiblesa

En ubicaciones de aislamiento dañadas Clase de tubería

Cantidad aproximada de examen con NDE o eliminación de aislamiento en áreas con aislamiento dañado

En ubicaciones no dañadas Cantidad aproximada de inspección CUI con NDE o eliminación de aislamiento en áreas sin aislamiento dañadob

1

75 %

50 %

2

50 %

33 %

3

25 %

10 %

4

Opcional

Opcional

a Tubería susceptible son los sistemas de tuberías que operan dentro de los rangos de temperatura susceptibles como se indica en API 574. b La 3.ª columna son áreas adicionales para considerar inspeccionar y no es progresiva desde la 2.ª columna

El alcance del programa CUI descrito en la Tabla 2 debe considerarse como niveles objetivo para los sistemas de tuberías y ubicaciones sin experiencia en inspección de CUI. Se reconoce que varios factores pueden afectar la probabilidad de que la CUI incluir:

a) las condiciones climáticas locales, b) diseño y mantenimiento del aislamiento,

c) calidad del recubrimiento,

d) condiciones de servicio. Las instalaciones con experiencia en inspección de CUI pueden aumentar o reducir los objetivos de inspección de CUI de la Tabla 2. no se requiere contabilidad de los objetivos de inspección CUI. El propietario/usuario puede confirmar los objetivos de inspección con historial operativo u otra documentación. Sistemas de tuberías que se sabe que tienen una vida restante de más de 10 años o que están adecuadamente protegidos contra No es necesario incluir la corrosión externa para la inspección NDE recomendada en la Tabla 2. Sin embargo, la condición de el sistema de aislamiento o el revestimiento exterior, como el armazón de una caja fría, deben observarse periódicamente al operar o

 

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otro personal Si se observa deterioro, se debe informar al inspector. Los siguientes son ejemplos de estos sistemas:

a) sistemas de tuberías aislados eficazmente para evitar la entrada de humedad, b) sistemas de tuberías criogénicas encamisadas, c) sistemas de tuberías instalados en una caja fría en la que se purga la atmósfera con un gas inerte, d) sistemas de tuberías en los que la temperatura que se mantiene es suficientemente baja o suficientemente alta para evitar la presencia de agua. La inspección visual externa de tuberías desnudas es para evaluar el estado de los sistemas de pintura y revestimiento, verificar la corrosión externa y verificar otras formas de deterioro.

6.5 Alcance de la inspección de medición de espesores y análisis de datos 6.5.1 Monitoreo de LMC

Para satisfacer los requisitos del intervalo de inspección, cada inspección de medición de espesores debe obtener lecturas de espesores en una muestra representativa del número total de CML en cada circuito (ver 5.6). No es la intención de este Código que cada CML establecido deba medirse cada vez. Se puede monitorear un muestreo estadístico de CML activas. Además, algunas CML pueden documentarse como inactivas y, por lo tanto, no es necesario medirlas y no se considerarían vencidas. Este muestreo representativo debe incluir datos para todos los diversos tipos de componentes y orientaciones (horizontal y vertical) que se encuentran en cada circuito. Este muestreo también deberá incluir CML con la fecha de renovación más temprana a partir de la inspección anterior. Cuando se prevé un adelgazamiento general, este muestreo debe incluir todos los diversos tipos de componentes dentro del circuito. Cuando se identifiquen i dentifiquen mecanismos de daño localizados, el muestreo también debe incluir la ubicación y llaa orientación (superior/inferior, radio interior/exterior, etc.) donde es más probable que ocurra el daño. El número y los CML específicos que se monitorearán en cada inspección serán determinados por el inspector en consulta con un ingeniero de tuberías y/o un especialista en corrosión cuando se espere una corrosión no uniforme u otros mecanismos de daño. Por lo tanto, la inspección programada de circuitos debe obtener tantas medidas como sea necesario para monitorear satisfactoriamente el tipo y extensión del daño anticipado en cada sistema de tubería. Si se usa RBI para establecer el intervalo de inspección o la fecha de vencimiento, las CML que no requieren inspección según la evaluación de RBI no necesitan ser inspeccionadas de acuerdo con los intervalos máximos de inspección recomendados en la Tabla 1.

Para determinar el como alcance las mediciones de espesor necesarias para desarrollar una tasa de corrosión y la vida restante, son aceptables dos enfoques básicos, se de analiza a continuación. 6.5.2 Método punto a punto

Un método de análisis, mediante el cual se determina la tasa de corrosión, la vida útil restante y el intervalo de reinspección para cada CML individual. Las inspecciones futuras se gestionan en función de la l a vida media del peor de los casos establecida en cada ubicación de CML. Durante una reinspección de un sistema de tuberías, todas las CML pueden volver a inspeccionarse o solo aquellas que vencen. Este método puede dar lugar a inspecciones frecuentes del mismo sistema de tuberías si no se maneja con cuidado. Por lo general, no es posible aplicar un análisis estadístico con el método punto a punto ya que 1) no se ha establecido una relación de un CML con otro, lo que dificulta la comparación de tasas de corrosión en el circuito o entre CML, y 2) las tasas t asas de CML individuales pueden generarse durante períodos de tiempo significativamente diferentes, cuando las condiciones de operación pueden haber cambiado.

6.5.3 Método de análisis de circuitos

Cuando la tubería se haya circuitoizado correctamente en mecanismos de corrosión comunes y tasas esperadas, se puede usar un análisis estadístico para determinar una tasa de corrosión del circuito representativa y un intervalo de inspección. Hay un numero

 

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API 570

de consideraciones para usar un enfoque de análisis estadístico que son necesarias para permanecer apropiadamente conservador, algunas de las cuales incluyen lo siguiente. a) El enfoque es generalmente aplicable a los mecanismos de daño que producen lesiones uniformes y levemente localizadas. ambientes de corrosión.

b) Los lugares que exhiben tasas de corrosión significativamente diferentes y los lugares con una vida útil restante más corta pueden necesitar analizarse por separado. c) Se debe considerar una estadística de muestreo para verificar el factor de confianza estadística dada la variabilidad de los datos. conjunto (dentro de un circuito).

d) Es posible que sea necesario ajustar el número de puntos de datos (CML) para lograr la confianza estadística deseada antes de emplear una metodología estadística. e) Se debe considerar un factor de seguridad o intervalo de confianza, que puede depender de los mecanismos de daño esperados y puede tener en cuenta adicionalmente la complejidad del circuito, para tener en cuenta incertidumbres como el error de medición y el riesgo de falla general. f) La reinspección de CML no se extenderá más allá de la fecha proyectada para alcanzar el espesor mínimo requerido establecido. Deben considerarse límites absolutos para la reinspección de CML en función de la probabilidad de falla (p. ej., límite de tiempo o espesor).

Como mínimo, los CML del peor de los casos dentro del circuito se inspeccionarán en el siguiente intervalo de inspección establecido. 6.5.4 Análisis de datos

Se recomienda cierto nivel de análisis de datos en ambos enfoques. Dado que la tasa de corrosión calculada utilizada para predecir la vida restante futura fue producto del historial operativo anterior, es importante verificar cualquier aceleración de la tasa de corrosión a lo largo del tiempo y estar al tanto de los cambios operativos planificados. Los programas MOC e IOW de buena calidad son necesarios donde se rastrean las variables críticas del proceso que pueden afectar la tasa de corrosión/daño o la susceptibilidad. El análisis de datos adicional debe considerar lo siguiente. a) ¿Está la tasa medida dentro del rango esperado/predicho?

b) ¿Es la tasa corta significativamente diferente de la tasa larga? c) ¿La variabilidad (o desviación estándar) dentro de los datos del circuito ha aumentado significativamente con el tiempo? d) ¿Los componentes, orientaciones, secciones particulares dentro del circuito u otras características identificables del circuito exhiben velocidades significativamente diferentes? e) ¿Se han resuelto las anomalías de los datos, ya sea mediante un proceso de revisión o lecturas de verificación, antes de la ¿análisis? En general, ambos enfoques deben desarrollarse teniendo en cuenta los posibles mecanismos activos de daño dentro del sistema de tuberías. Las CML representativas deben basarse principalmente en las ubicaciones donde es probable que los mecanismos de daño sean más activos, pero también deben incluir una muestra de todos los tamaños, orientaciones, tipos de componentes y características de diseño (por ejemplo, estaciones de válvulas de control, entradas/salidas de equipos, tuberías de flujo alternativo). , etc) dentro de la línea o circuito. Este muestreo también deberá incluir CML con la fecha de renovación más temprana a partir de la inspección anterior. Para la corrosión general, puede que no sea necesario identificar la orientación específica del punto de muestra. Cuando se esperen mecanismos de daño localizados, el muestreo debe incluir la orientación (superior/inferior, radio interior/exterior, etc.) para ayudar a identificar el mecanismo activo específico y proporcionar datos para futuros ajustes en las ubicaciones de CML. El número

 

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y los CML específicos que se monitorearán en cada inspección serán determinados por el inspector en consulta con un ingeniero de tuberías y/o un especialista en corrosión cuando se espere una corrosión no uniforme u otros mecanismos de daño. Se pueden utilizar herramientas estadísticas para determinar o ajustar las cantidades de CML cuando se dispone de datos anteriores. Para circuitos nuevos o aquellos con un cambio en el servicio, se pueden aplicar datos de un servicio similar para estimar las cantidades y/o ubicaciones de CML. Las inspecciones de circuitos deben incluir tantas mediciones como sean necesarias para monitorear satisfactoriamente el tipo y la extensión del daño anticipado en cada sistema de tuberías. Los CML que no están impulsando el siguiente intervalo de inspección no necesariamente necesitan ser inspeccionados de acuerdo con los intervalos de inspección máximos recomendados en la Tabla 1. Si se va a realizar un método de análisis estadístico de circuito, se debe tomar una muestra representativa de todos los CML, para evitar sesgar los datos. El muestreo representativo no es una consideración importante utilizando el método punto a punto. Además, algunas CML pueden documentarse como "inactivas" o "archivadas". Estos son puntos CML que esencialmente han sido eliminados del registro activo pero se mantienen con fines de registro histórico. Hay varias razones para considerar desactivar o archivar las CML, entre ellas; colocación inapropiada de CML, cobertura suficiente por otras CML, falta de actividad de corrosión histórica, inaccesible durante la operación (p. ej., tubos de horno), consideradas como CML de “tiempo de inactividad/respuesta” únicamente, etc. Aunque estas CML pueden mantenerse dentro del sistema (o IDMS), no es necesario medirlos en intervalos calculados y no se considerarían vencidos.

6.6 Alcance de las inspeccione inspecciones s de tuberías de diámetro pequeño, tramos muertos, tuberías auxiliares y tuberías roscadas Conexiones 6.6.1 Tubería de pequeño diámetro (SBP)

SBP que es tubería de proceso primario debe inspeccionarse de acuerdo con todos los requisitos de este documento. Al igual que con tuberías de mayor diámetro, las prácticas de inspección para SBP deberán tener en cuenta los mecanismos de daño en API 571 además del adelgazamiento de la pared (p. ej., agrietamiento por corrosión bajo tensión, agrietamiento inducido por hidrógeno, fragilización, etc.). Debe prestarse especial atención a los daños que pueda haber causado la sobrecarga mecánica al SBP, ya que los sistemas de resistencia y soporte del SBP a veces no son adecuados para evitar la sobrecarga (p. ej., respiraderos, desagües, bridas, etc.).

Cuando no se usa RBI, SBP, que es una tubería de proceso secundario, tiene diferentes requisitos mínimos según la clasificación del servicio. Las SBP secundarias de Clase 1 y 2 se inspeccionarán con los mismos requisitos que las tuberías de proceso primario. La inspección del SBP secundario de Clase 3 y Clase 4 es opcional a discreción del propietario-usuario según la confiabilidad y el riesgo.

El SBP aislado debe recibir las mismas prácticas de inspección para CUI que la tubería principal o los recipientes a los que está conectado. El pelado del aislamiento y la radiografía son los métodos de inspección preferidos para los SBP aislados. Se debe prestar atención al resellado del sistema de aislamiento en SBP Consulte API 574 para múltiples problemas de diseño, fabricación, instalación y operación que pueden afectar la probabilidad de falla de los sistemas SBP. 6.6.2 Inspección de tramos muertos

Los tramos muertos, incluidas las tuberías de diámetro grande y pequeño (por ejemplo, bridas de nivel), pueden ser áreas de mayor corrosión que requieren atención especial si un especialista en corrosión las considera potencialmente corrosivas debido a: la acumulación de agua contaminada, materiales sólidos, temperaturas diferentes de la línea principal o la acumulación o concentración de especies corrosivas (por ejemplo, sales de amonio, ácidos orgánicos, sulfuro de hidrógeno y depósitos ácidos). La evaluación de riesgos puede ser útil para determinar qué tramos muertos del sistema de tuberías pueden ser una mayor amenaza para la corrosión acelerada que los circuitos de tuberías activas. Los tramos muertos que forman parte de los sistemas de tuberías primarias deben considerarse de mayor riesgo debido a la incapacidad de cerrarlos con válvulas en caso de una fuga y la mayor consecuencia potencial de una fuga grande.

Se debe considerar la eliminación de tramos muertos potencialmente corrosivos que no son esenciales. Se debe consultar a especialistas en corrosión para la colocación de LMC en tramos muertos debido a su potencial de corrosión localizada.

 

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API 570

especialmente con respecto a la corrosión acelerada por encima y por debajo de las interfaces líquidas. La termografía infrarroja puede ser útil para ubicar interfaces líquidas en tramos muertos. Las inspecciones de tramos muertos horizontales que pueden no estar llenos de líquido deben tener puntos de examen en los cuatro cuadrantes de cualquier CML. Los tramos muertos potencialmente corrosivos con CML deben rastrearse en un circuito de tubería separado de la tubería principal. Estos tramos muertos o puntos bajos generalmente se identifican y documentan en los registros de inspección y en los ISO de inspección. Los tramos muertos se pueden combinar en un circuito si sus mecanismos de daño anticipados y tasas de corrosión son similares. Las inspecciones deben incluir radiografías de perfil en tramos muertos de diámetro pequeño, como respiraderos y drenajes, y escaneo UT o RT en tramos muertos de mayor diámetro. Otras técnicas de examen para los tramos muertos incluyen EMAT y PEC. El perfil RT debe emplearse para tramos muertos que pueden ser susceptibles a depósitos de incrustaciones que podrían causar corrosión debajo del depósito u otros problemas de integridad (p. ej., incrustaciones en las líneas de alivio). Los tramos muertos que pueden acumular agua y ser susceptibles de congelarse debido a las condiciones ambientales externas deben aislarse adecuadamente y rastrearse térmicamente para tales casos.

6.6.3 Inspección de tuberías auxiliares La inspección de los SBP auxiliares asociados con instrumentos y maquinaria es opcional y su necesidad normalmente se determinará mediante una evaluación de riesgos. Los criterios a considerar para determinar si el SBP auxiliar necesitará algún tipo de inspección incluyen los siguientes:

a) clasificación de tuberías; b) potencial de agrietamiento ambiental o por fatiga, particularmente en SBP no arriostradas (p. ej., oscilantes y centrífugas). compresores, vibración inducida por flujo); c) potencial de corrosión basado en la experiencia con sistemas primarios adyacentes; d) potencial para CUI; e) potencial de fatiga, erosión y/o corrosión en los termopozos.

6.6.4 Inspección y mitigación de conexiones roscadas La inspección de las conexiones roscadas debe realizarse de acuerdo con los requisitos enumerados anteriormente para tuberías auxiliares y de diámetro pequeño. Al seleccionar CML en conexiones roscadas, incluya aquellas conexiones roscadas que se puedan radiografiar durante las inspecciones programadas. Cuando selle conexiones roscadas para soldar para reducir la probabilidad de escenarios de fallas en las conexiones roscadas, preste mucha atención a la limpieza de la preparación de la soldadura para evitar defectos de soldadura y cubra todas las roscas por completo. Las conexiones SBP asociadas con equipos rotativos, especialmente las conexiones roscadas, a menudo están sujetas a daños por fatiga. Como tal, deben ser evaluados periódicamente y considerados para una posible renovación con una pared más gruesa o un diseño de junta de mejora. La necesidad de dicha renovación dependerá de varias cuestiones, incluidas las siguientes: a) clasificación de tuberías, b) magnitud y frecuencia de la vibración, c) cantidad de peso no soportado, d) espesor actual de la pared de la tubería, e) si el sistema puede o no mantenerse en funcionamiento,

 

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f) tasa de corrosión, g) servicio intermitente.

6.7 Inspección y mantenimiento de dispositivos de alivio de presión (PRD) 6.7.1 Generalidades

Los PRD deben ser probados y reparados por una organización de reparación con experiencia en el mantenimiento de dispositivos de alivio de presión. Los PRD deben inspeccionarse, probarse y mantenerse de acuerdo con API 576. 6.7.2 Proceso de Garantía de Calidad para PRD

Cada organización de reparación de equipos debe tener un sistema de aseguramiento de la calidad completamente documentado. Como mínimo, se incluirá lo siguiente en el manual de garantía de calidad: a) portada; b) registro de revisión;

c) página de contenidos; d) declaración de autoridad y responsabilidad; e) organigrama; f) alcance del trabajo; g) planos y controles de especificación; h) requisitos para el control de materiales y piezas; i) programa de reparación e inspección;  j) requisitos para soldadura, soldadura, NDE y tratam tratamiento iento térmico; k) requisitos para la prueba, ajuste, prueba de fugas y sellado de válvulas; l) ejemplo general de placa de reparación de válvulas; m) requisitos para calibrar medidores de medición y prueba; n) requisitos para la actualización y control de copias del manual de control de calidad; o) formularios de muestra;

p) formación y calificaciones requeridas para el personal de reparación; q) requisitos para el tratamiento de las no conformidades. Cada organización de reparación también debe tener un programa de capacitación completamente documentado que garantice que el personal de reparación esté calificado dentro del alcance de las reparaciones.

 

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API 570

6.7.3 Intervalos de prueba e inspección del PRD 6.7.3.1 Generalidades

Los dispositivos de alivio de presión deben probarse e inspeccionarse a intervalos que sean lo suficientemente frecuentes para verificar que las válvulas funcionar de forma fiable en las condiciones particulares de servicio. Otros dispositivos de alivio de presión (p. ej., discos de ruptura y válvulas rompedoras de vacío) deben inspeccionarse a intervalos según las condiciones de servicio. El intervalo de inspección para todos los dispositivos de alivio de presión lo determina el inspector, ingeniero u otra persona calificada según la calidad del propietario/usuario. sistema de aseguramiento. 6.7.3.2 Intervalos de prueba e inspección del PRD

A menos que la experiencia documentada y/o una evaluación RBI indiquen que un intervalo más largo es aceptable, pruebe y los intervalos de inspección para dispositivos de alivio de presión en servicios de proceso típicos no deben exceder: a) 5 años para servicios de procesos típicos, y b) 10 años para servicios limpios (sin incrustaciones) y no corrosivos. Cuando se descubre que un dispositivo de alivio de presión está muy obstruido o atascado, o cuando un PRD no pasa la prueba de estallido tal como se recibió, el intervalo de inspección y prueba se reducirá a menos que una revisión demuestre que el dispositivo funcionará de manera confiable en el intervalo actual. El usuario propietario debe definir los criterios que constituyen una falla de la prueba emergente "tal como se recibió". los El usuario propietario puede definir los criterios de falla en función de la presión de prueba de pop "tal como se recibió" como un porcentaje de la presión establecida. Como criterio predeterminado para que una válvula se atasque, utilice un máximo del 150 % de la presión de ajuste por encima de la cual se clasifica la válvula. como atascado cerrado si no salta, y la prueba se interrumpe. La revisión debe determinar la causa de la falla o las razones por las que el dispositivo de alivio de presión no funciona correctamente. Cuando se retiran los PRD para su inspección y Las líneas de prueba, entrada y salida deben inspeccionarse visualmente para detectar obstrucciones u obstrucciones.

Consulte API 576 para obtener información adicional sobre los resultados y las investigaciones de la prueba pop del PRD.

7 Evaluación, análisis y registro de datos de inspección 7.1 Determinación de la tasa de corrosión 7.1.1 Generalidades

El propietario/usuario puede usar el método de análisis Punto a Punto o un método de análisis estadístico, o una combinación de ambos, para determinar las tasas de corrosión a corto o largo plazo. 7.1.2 Método punto a punto

La velocidad de corrosión a largo plazo (LT) de un CML individual se calculará a partir de la siguiente fórmula: Índice de corrosión LT ( )

=

inicial t - real

---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

tiempo años ( ) entre tinitial y tactual

La velocidad de corrosión a corto plazo (ST) de un CML i ndividual se calculará a partir de la siguiente fórmula: Tasa de corrosión ST ( )

=

t anterior t – real

---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

tiempo años ( ) entre tprevious y tactual

(1)

 

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donde

inicial

es el espesor, en pulgadas (milímetros), en el mismo lugar medido al tacto en la instalación inicial o al comienzo de un nuevo entorno de índice de corrosión;

anterior

es el espesor, en pulgadas (milímetros), en el mismo lugar medido al tacto durante una o más inspecciones previas.

Las tasas de corrosión LT y ST deben compararse para ver cuál da como resultado la vida restante más corta como parte de los datos. evaluación. El inspector autorizado, en consulta con un especialista en corrosión, deberá seleccionar la tasa de corrosión que refleja mejor el proceso actual (ver 6.3.3 para la determinación del intervalo de inspección). 7.1.3 Método de análisis estadístico

El Propietario-Usuario puede optar por utilizar un método de análisis estadístico (por ejemplo, diagramas de probabilidad o herramientas relacionadas) para establecer un

corrosión representativa, vida restante estimada y/o fecha de reinspección. Cualquier enfoque estadístico será documentado. Se tendrá cuidado de garantizar que el tratamiento estadístico de los resultados de los datos refleje un representación conservadora de los diversos componentes de la tubería dentro del circuito. Punto de empleo de análisis estadístico mediciones no es aplicable a los circuitos de tuberías con importantes mecanismos de corrosión impredecibles localizados (Ver notas adicionales y análisis estadístico en 6.5). Hay muchas herramientas estadísticas que se pueden emplear una vez Los circuitos se han establecido correctamente. Si bien tales cálculos ofrecen un medio conveniente para resumir numéricamente Datos de circuito, a menudo es la combinación de estadísticas descriptivas más visualización de datos a través de gráficos estadísticos que proporcionar los resultados más útiles. Ver API 574 para una discusión adicional sobre los métodos de análisis estadístico. 7.2 Cálculos de vida restante

La vida restante se calculará a partir de la siguiente fórmula: Años de vida restantes ( )

=

táctil – requerido tasa de corrosión pulgadas mm ) por [ ( año ] t

-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

(2)

donde

táctil

es el espesor real, en pulgadas (milímetros), medido en el momento de la inspección para una ubicación o componente determinado, como se especifica en 5.7.

requerido

es el espesor requerido, en pulgadas (milímetros), en la misma ubicación o componente que la medida real calculada por las fórmulas de diseño (por ejemplo, presión y estructural) antes de agregar la tolerancia de corrosión y la tolerancia del fabricante.

7.3 Sistemas de tuberías recién instalados o cambios en el servicio

Para nuevos sistemas de tuberías y sistemas de tuberías para los cuales se están cambiando las condiciones de servicio, uno de los siguientes Se emplearán métodos para determinar la tasa probable de corrosión a partir de la cual el espesor de pared remanente en el se puede estimar la hora de la próxima inspección. a) Se puede calcular una tasa de corrosión para un circuito de tuberías a partir de los datos recopilados por el propietario/usuario en los sistemas de tuberías de material similar en servicio comparable y condiciones operativas comparables.

b) Si no se dispone de datos para el mismo servicio o uno similar, se puede estimar una tasa de corrosión para un circuito de tuberías a partir de la experiencia del propietario/usuario o de los datos publicados sobre sistemas de tuberías en un servicio comparable.

 

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API 570

c) Si la tasa de corrosión probable no puede determinarse mediante ninguno de los métodos enumerados en 7.3a) o 7.3b), las determinaciones iniciales de medición del espesor se deben realizar después de no más de tres meses de servicio utilizando mediciones no destructivas del espesor del sistema de tuberías. Los dispositivos de monitoreo de la corrosión, como los cupones de corrosión o las sondas de corrosión, pueden ser útiles para establecer el tiempo de estas mediciones de espesor. Las mediciones subsiguientes se realizarán después de intervalos apropiados hasta que se establezca la tasa de corrosión.

7.4 Tuberías existentes y de reemplazo Las tasas de corrosión se calcularán con uno de los métodos identificados en 7.1. Para tuberías reparadas o reemplazadas en especie, la tasa de corrosión se establecerá con base en la tasa medida en el peor de los casos anterior en la ubicación de reemplazo o la tasa promedio del circuito. Si los cálculos indican que se ha asumido una tasa de corrosión inexacta, la tasa que se utilizará para el siguiente período se ajustará para que coincida con la tasa real encontrada.

7.5 Determinación de MAWP La MAWP para el uso continuado de los sistemas de tuberías se establecerá utilizando el código aplicable. Se pueden realizar cálculos para materiales conocidos si se sabe que todos los siguientes detalles esenciales cumplen con los principios del código aplicable:

a) límites de temperatura superior y/o inferior para materiales específicos, b) la calidad de los materiales y la mano de obra, c) requisitos de inspección, d) refuerzo de aberturas, e) cualquier requerimiento de servicio cíclico. Para materiales desconocidos, los cálculos pueden hacerse asumiendo el material de grado más bajo y la eficiencia conjunta en el código aplicable. Cuando se vuelve a calcular la MAWP, el espesor de pared utilizado en estos cálculos debe ser el espesor real determinado por la inspección menos el doble de la pérdida por corrosión estimada antes de la fecha de la próxima inspección (ver 6.3.3). Se hará una concesión para las otras cargas de acuerdo con el código aplicable. Se permiten las tolerancias del código aplicable para las variaciones de presión y temperatura de la MAWP siempre que se cumplan todos los criterios del código asociado.

El Anexo D contiene dos ejemplos de cálculos de MAWP que ilustran el uso del concepto de vida media de corrosión.

7.6 Determinación del espesor requerido El espesor requerido de una tubería será el mayor entre el espesor de diseño de presión o el espesor mínimo estructural. Para servicios con alto riesgo, el ingeniero de tuberías debe considerar aumentar el espesor requerido para proporcionar cargas imprevistas o desconocidas, o pérdida de metal no descubierta. Consulte API 574, segunda edición, sección 11 para obtener información sobre la determinación de espesores de diseño de presión, espesores mínimos estructurales, espesores mínimos requeridos y espesores mínimos de alerta. La Tabla 7 en la Sección 12 de API 574 proporciona ejemplos de espesores mínimos de alerta y espesores estructurales mínimos predeterminados para tuberías de acero al carbono y de baja aleación que funcionan por debajo de 400 ° °F F (205 °C). °C).

 

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7.7 Evaluación de los resultados de la inspección Los componentes que contienen presión que tengan una degradación que podría afectar su capacidad de carga [cargas de presión y otras cargas aplicables (p. ej., peso, viento, etc., según API 579-1/ASME FFS-1)] se evaluarán para continuar con el servicio o se eliminarán desde el servicio hasta que se realicen acciones correctivas/reparaciones. correctivas/reparaciones. Las técnicas de aptitud para el servicio, como las documentadas en API 579-1/ASME FFS-1, última edición, pueden usarse para esta evaluación. Las técnicas de Aptitud para el Servicio utilizadas serán aplicables a la degradación específica observada. Las siguientes técnicas se pueden utilizar según corresponda. a) Para evaluar la pérdida de metal por encima de la tolerancia por corrosión, se puede realizar una evaluación de aptitud para el servicio de acuerdo con una de las siguientes partes de API 579-1/ASME FFS-1. Esta evaluación requiere el uso de un margen de corrosión futuro, que se establecerá con base en 7.1. b) Evaluación de la pérdida general de metal—API 579-1/ASME FFS-1, Parte 4. c) Evaluación de pérdida de metal local—API 579-1/ASME FFS-1, Parte 5. d) Evaluación de la corrosión por picadura: API 579-1/ASME FFS-1, Parte 6. e) Para evaluar ampollas y laminaciones, se debe realizar una evaluación de Aptitud para el servicio de acuerdo con API 579-1/ASME FFS-1, Parte 7. En algunos casos, esta evaluación requerirá el uso de una asignación de corrosión futura, que se establecerá, con base en 7.1.

f) Para evaluar la desalineación de las soldaduras y las distorsiones de las tuberías, se debe realizar una evaluación de Aptitud para el servicio de acuerdo con API 579-1/ASME FFS-1, Parte 8. g) Para evaluar fallas similares a grietas, se debe realizar una evaluación de aptitud para el servicio de acuerdo con API 579-1/  ASME FFS-1, Parte 9. h) Para evaluar los efectos del daño por incendio, se debe realizar una evaluación de aptitud para el servicio de acuerdo con API 579-1/ASME FFS-1, Parte 11.

7.8 Análisis de tensión de tuberías Las tuberías deben estar soportadas y guiadas de manera que:

a) su peso se transporta con seguridad, b) tiene suficiente flexibilidad para la expansión o contracción térmica, y c) no vibre excesivamente, y d) contabiliza otras cargas (por ejemplo, las incluidas en el código de construcción original). La flexibilidad de las tuberías es una preocupación cada vez mayor cuanto mayor es el diámetro de las tuberías y mayor es la diferencia entre las condiciones de temperatura ambiente y de funcionamiento. El análisis de tensión de tuberías para evaluar la flexibilidad del sistema y la idoneidad del soporte normalmente no se realiza como parte de una inspección de tuberías. Sin embargo, muchos sistemas de tuberías existentes se analizaron como parte de su diseño original o como parte de una recalificación o modificación, y los resultados de estos análisis pueden ser útiles para desarrollar planes de inspección. Cuando se observa un movimiento inesperado de un sistema de tuberías, como durante una inspección visual externa (ver 5.5.5), el inspector debe discutir estas observaciones con el ingeniero de tuberías y evaluar la necesidad de realizar un análisis de tensión de la tubería.

 

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API 570

Consulte API 574 para obtener más información sobre el diseño de presión, los espesores mínimos mínimos estructurales y requeridos, incluidas fórmulas, problemas de ejemplo y tablas predeterminadas de mínimos sugeridos. El análisis de tensión de tuberías puede identificar los componentes con mayor tensión en un sistema de tuberías y predecir el movimiento térmico del sistema cuando se pone en funcionamiento. Esta información se puede utilizar para concentrar los esfuerzos de inspección en los lugares más propensos a daños por fatiga debido a ciclos de expansión térmica (calentamiento y enfriamiento) y/o daños por fluencia en tuberías de alta temperatura. La comparación de los movimientos térmicos previstos con el movimiento observado puede ayudar a identificar la aparición de condiciones de funcionamiento inesperadas y el deterioro de las guías y los soportes. Puede ser necesario consultar con el ingeniero de tuberías para explicar las desviaciones observadas de las predicciones del análisis, particularmente para sistemas complicados que involucran múltiples soportes y guías entre puntos finales.

El análisis de tensión de tuberías también se puede emplear para ayudar a resolver los problemas de vibración de tuberías observados. Las frecuencias naturales en las que vibrará un sistema de tuberías se pueden predecir mediante análisis. Los efectos de la guía adicional se pueden evaluar para evaluar su capacidad de controlar la vibración aumentando las frecuencias naturales del sistema más allá de la frecuencia de las fuerzas excitantes, como la velocidad de rotación de la máquina. Es importante determinar que las guías añadidas para controlar la vibración no restrinjan negativamente la expansión térmica.

7.9 Informes y registros para la inspección del sistema de tuberías 7.9.1 Registros Permanentes y Progresivos Los propietarios/usuarios del sistema de tuberías deberán mantener registros permanentes y progresivos de sus sistemas de tuberías y dispositivos de alivio de presión. Se mantendrán registros permanentes a lo largo de la vida útil de cada sistema de tuberías. Como parte de estos registros, los registros de inspección y mantenimiento progresivos se actualizarán regularmente para incluir nueva información pertinente al historial de operación, inspección y mantenimiento del sistema de tuberías. Consulte también API 574 para obtener más información sobre los registros del sistema de tuberías.

7.9.2 Tipos de registros de tuberías Los registros del sistema de tuberías y de los dispositivos de alivio de presión deben contener cuatro tipos de información pertinente a la integridad mecánica de la siguiente manera. a) Información de fabricación, construcción y diseño en la medida disponible: por ejemplo, MDR, MTR, mapas de soldadura, WPS/PQR, datos de especificación de diseño, cálculos de diseño de tuberías, registros NDE, registros de tratamiento térmico, cálculos de tamaño y construcción de dispositivos de alivio de presión. dibujos. b) Historial de inspección: por ejemplo, informes de inspección y datos para cada tipo de inspección realizada (p. ej., medidas de espesor internas, externas) y recomendaciones de inspección para la reparación. Los informes de inspección deberán documentar la fecha de cada inspección y/o examen, la fecha de la próxima inspección programada, el nombre (o iniciales) de la persona que realizó la inspección y/o examen, el número de serie u otro identificador del equipo inspeccionado. , una descripción de la inspección y/o examen realizado, y los resultados de la inspección y/o examen. Los registros RBI de tuberías deben estar de acuerdo con API 580.

c) Información de reparación, alteración y recalificación—Por ejemplo: 1) formularios de reparación y alteración, si están preparados;

2) informes que indiquen que los sistemas de tuberías que aún están en servicio con deficiencias identificadas, reparaciones temporales o recomendaciones de reparación, son adecuados para el servicio continuo hasta que se puedan completar las reparaciones; y 3) documentación de recalificación (incluidos cálculos de recalificación y nuevas condiciones de diseño).

 

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d) Los requisitos de documentación de evaluación de aptitud para el servicio se describen en API 579-1/ASME FFS-1, los requisitos de documentación específicos para el tipo de falla que se evalúa se proporcionan en la parte correspondiente de API 579-1/ASME FFS-1.

7.9.3 Registros de operación y mantenimiento

Los registros de operación y mantenimiento del sitio, como las condiciones de operación, incluidas las alteraciones del proceso que pueden afectar la integridad mecánica, los cambios en el servicio y los daños mecánicos causados por el mantenimiento también deben estar disponibles para el inspector.

7.9.4 Registros informáticos

Se debe considerar el uso de un sistema basado en computadora para almacenar, calcular y analizar datos en vista del volumen de datos que se generarán como parte de un programa de inspección de tuberías. Los programas de computadora son particularmente útiles para lo siguiente:

a) almacenar y analizar las lecturas de espesor reales; b) calcular tasas de corrosión a corto y largo plazo, fechas de retiro, MAWP e intervalos de reinspección; c) resaltar áreas de altas tasas de corrosión, circuitos de tuberías atrasados para inspección, tuberías cerca del mínimo espesor requerido y otra información. 7.9.5 Registros del circuito de tuberías

La siguiente información debe registrarse para cada circuito de tubería en el que se ubican los CML: a) material de construcción/especificación de tuberías; b) diámetro de la tubería: c) presiones y temperaturas de operación y de diseño; d) clasificación de brida ANSI;

e) fluidos de proceso; f) clasificación de tuberías (si no se utiliza RBI); g) aislamiento, trazado de calor, PWHT; h) si el circuito es un tramo muerto, punto de inyección, servicio intermitente u otro circuito especial; i) la velocidad de corrosión y la vida útil remanente de, al menos, el punto límite de examen del circuito;  j) intervalo máximo para innspección spección externa; k) intervalo máximo para la inspección de medición de espesores; l) cualquier modo de corrosión inusual o localizado que requiera técnicas de inspección especializadas; m) características particulares del circuito que podrían someterlo a rápidos aumentos de corrosión en el caso de un trastorno del proceso o pérdida de flujo de líquido de inyección.

 

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API 570

7.9.6 Dibujos isométricos de inspección (ISO) El objetivo principal de las ISO de inspección es i dentificar la ubicación de las CML y la ubicación de cualquier mantenimiento recomend recomendado. ado. Se recomiendan los ISO de inspección y deben contener lo siguiente: a) todos los componentes significativos de los circuitos de tuberías (p. ej., todas las válvulas, codos, tes, ramales, etc.); b) material de construcción y roturas de especificación; c) diámetro de la tubería; d) aislado o no; e) todas las tuberías secundarias para circuitos de tuberías Clase 1 (o RBI de alta consecuencia); f) tubería secundaria hasta la válvula de bloqueo que se usa normalmente para la unidad Clase 2 (o la consecuencia RBI apropiada) tubo; g) todas las CML con la información adecuada para localizar las CML; h) orientación y escala adecuadas para proporcionar detalles legibles; i) números y cambios de circuitos de tuberías;  j) números de dibujo de continuac continuación; ión; k) ubicación y tipo de soportes de tubería. Se recomiendan los ISO de inspección para todas las tuberías de la unidad y todas las tuberías de rack de tuberías de Clase 1 (o RBI de alta consecuencia) en las que se han identificado CML para la medición del espesor. Se pueden utilizar métodos alternativos para tuberías en rack que describan adecuadamente el sistema sin ISO. Se recomiendan los ISO de inspección para tuberías de rack de Clase 2 (o la consecuencia RBI apropiada) con CML, excepto que se pueden usar dibujos tipo rejilla si se muestran todos los demás detalles. El uso de detalles locales o isométricos locales es aceptable para mostrar la ubicación de las CML en los dibujos de cuadrícula. No es necesario dibujar los ISO de inspección a escala ni mostrar las dimensiones, a menos que sea necesario para ubicar los CML.

7.10 Recomendaciones de inspección para reparación o reemplazo Se requiere una lista de recomendaciones de reparación o reemplazo (incluye recomendaciones recomendaciones para no conformidades) que afectan la integridad de la tubería y debe mantenerse actualizada. El sistema de seguimiento de recomendaciones incluirá: a) acción correctiva recomendada o reparación y fecha, b) prioridad o fecha límite para la acción recomendada, c) identificador del sistema de tuberías (por ejemplo, sistema de tuberías o número de circuito) al que afecta la recomendación. d) lista de reparaciones temporales que pueden necesitar monitoreo de seguimiento y eventual reemplazo. Se requiere un sistema de gestión para rastrear y revisar periódicamente las recomendaciones pendientes pendientes..

 

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7.11 Registros de inspección para inspecciones externas Se deben documentar los resultados de las inspecciones del sistema de tuberías externo. Se recomienda una combinación de listas de verificación y mantenimiento de registros narrativos al documentar los resultados de la inspección. Las listas de verificación deben servir para recordar a los encargados de los registros todos los aspectos importantes que deben incluirse en los registros de inspección de tuberías; pero las narrativas sirven mejor que las listas de verificación para documentar minuciosamente los resultados de las inspecciones. Se debe identificar la ubicación de las inspecciones CUI, ya sea por remoción de aislamiento o NDE. La ubicación se puede identificar mediante el establecimiento de una CML en la ISO de inspección adecuada o con ISO de construcción marcada e informes narrativos.

7.12 Informes de fallas y fugas de tuberías Las fugas y fallas en las tuberías que se produzcan como resultado de corrosión, agrietamiento o daños mecánicos deberán registrarse e informarse al propietario/usuario. Al igual que con otras fallas de tuberías, las fugas y fallas en los sistemas de tuberías deben investigarse para identificar y corregir la causa de la falla. Consulte API 585 para obtener más información sobre cómo investigar fallas en las tuberías. Las reparaciones temporales de los sistemas de tuberías se deben documentar en los registros de inspección.

7.13 Aplazamiento de Inspecciones, Pruebas y Exámenes Las inspecciones, pruebas o exámenes de tuberías y dispositivos de alivio de presión asociados que no puedan completarse antes de la fecha de vencimiento pueden posponerse por un período específico, sujeto a los requisitos de las siguientes subsecciones. Este código no permite tuberías o dispositivos de alivio de presión que se operen más allá de la fecha de vencimiento sin un aplazamiento válido de acuerdo con estos requisitos. Los aplazamientos deben ser la excepción ocasional, no una ocurrencia frecuente. Todos los aplazamientos deberán ser documentados. Las tuberías o los dispositivos de alivio de presión a los que se les otorgó un aplazamiento pueden operarse hasta la nueva fecha de vencimiento sin que se consideren vencidos para las inspecciones, pruebas o exámenes aplazados.

7.13.1 Aplazamiento simplificado

El propietario-usuario propietario-usuario puede aprobar un aplazamiento a corto plazo simplificado si se cumplen todas las condiciones siguientes: a) No se haya diferido previamente la fecha de vencimiento actual de la inspección, prueba o examen. b) La nueva fecha de vencimiento propuesta no aumentaría el intervalo actual de inspección/servicio o la fecha de vencimiento en más de 10 % o seis meses, lo que sea menor. c) Se ha realizado una revisión de las condiciones de funcionamiento actuales, así como del historial de tuberías o dispositivos de alivio de presión. completado con resultados que respaldan un aplazamiento a corto plazo/por única vez. d) La solicitud de aplazamiento cuenta con el consentimiento del inspector que representa o es empleado del propietariopropietario-usuario usuario y un representante de la gerencia de operaciones correspondiente. e) Las actualizaciones de los registros de tuberías o dispositivos de alivio de presión con documentación diferida están completas antes de que sea operado más allá de la fecha de vencimiento original.

 

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API 570

7.13.2 Aplazamiento

Las solicitudes de aplazamiento que no cumplan con las condiciones de un aplazamiento simplificado deberán seguir un pr ocedimiento/proceso de aplazamiento documentado que incluya todos los siguientes requisitos mí nimos:

a) Realizar una evaluación de riesgos documentada o actualizar una evaluación RBI existente para determinar si la fecha de aplazamiento propuesta aumentaría el riesgo por encima de los niveles de umbral de riesgo aceptables según lo definido por el propietario-usuario. La evaluación de riesgos puede incluir cualquiera de los siguientes elementos según lo considere necesario el propietario/usuario:

 — aptitud para los resultados del análisis del servicio;

 — consecuencia de la falla;

 — susceptibilidades del mecanismo de daño aplicable y tasas de degradación;

 — vida restante calculada;

 — condiciones históricas/hallazgos de inspecciones, pruebas y exámenes y su significado técnico;

 — alcance y/o probabilidad de detección (es decir, eficacia) de inspecciones, pruebas o exámenes anteriores, según así como el tiempo transcurrido desde su última realización;

 — consideraciones para cualquier cambio previo a los intervalos de inspección o prueba (por ejemplo, reducciones en el intervalo debido al deterioro de las condiciones);

 — disposición(es) de cualquier solicitud anterior de aplazamiento en la misma tubería o dispositivo de alivio de presión;

 — condiciones/hallazgos históricos para tuberías o dispositivos de alivio de presión en un servicio similar, si están disponibles.

b) Determinar si el aplazamiento requiere la implementación o modificación de ventanas operativas de integridad existentes o límites de control del proceso operativo.

c) Revisar el plan de inspección actual para determinar si se necesitan modificaciones para respaldar el aplazamiento.

d) Obtener el consentimiento y la aprobación del personal de tubería apropiado, incluido el inspector que representa, o empleados por el propietario-usuario y los correspondientes representantes de gestión de operaciones. e) Las actualizaciones de los registros de tuberías o dispositivos de alivio de presión con documentación diferida están completas antes de que sea operado más allá de la fecha de vencimiento original.

8 Reparaciones, Alteraciones y Reclasificación de Sistemas de Tuberías

8.1 Reparaciones y Alteraciones 8.1.1 Generalidades

Los principios de ASME B31.3 o el código según el cual se construyó el sistema de tuberías se deben seguir en la medida de lo posible para las reparaciones en servicio. ASME B31.3 está escrito para el diseño y construcción de sistemas de tuberías. Sin embargo, la mayoría de los requisitos técnicos sobre diseño, soldadura, examen y materiales también se pueden aplicar en la inspección, reclasificación, reparación y alteración de los sistemas de tuberías en funcionamiento. Cuando no se pueda seguir ASME B31.3 debido a su nueva cobertura de construcción (como especificaciones de materiales revisadas o nuevas, requisitos de inspección, ciertos tratamientos térmicos y pruebas de presión), el ingeniero o inspector de tuberías debe guiarse por API 570 en lugar de normas estrictas. conformidad con ASME B31.3. Como ejemplo de intención, la frase "principios de ASME B31.3" se ha empleado en API 570, en lugar de "de acuerdo con ASME B31.3".

 

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También se deben seguir los principios y prácticas de API 577 para todas las reparaciones y modificaciones soldadas. 8.1.2 Autorización

Todos los trabajos de reparación y alteración deberán ser realizados por una organización de reparación como se define en la Sección 3 y deberán ser autorizados por el inspector antes de su comienzo. La autorización para el trabajo de modificación de un sistema de tuberías no se puede otorgar sin la consulta previa y la aprobación del ingeniero de tuberías. El inspector designará cualquier punto de espera de inspección requerido durante la secuencia de reparación o alteración. El inspector puede dar una autorización general previa para reparaciones r eparaciones y procedimientos limitados o de rutina, siempre que el inspector esté satisfecho con la competencia de la organización de reparación. 8.1.3 Aprobación

Todos los métodos propuestos de diseño, ejecución, materiales, procedimientos de soldadura, examen y prueba deberán ser aprobados por el inspector o por el ingeniero de tuberías, según corresponda. Se requiere la aprobación del propietario/usuario de la soldadura en línea.

Las reparaciones con soldadura de grietas que ocurrieron en servicio no deben intentarse sin consultar previamente con el ingeniero de tuberías para identificar y corregir la causa de las grietas. Algunos ejemplos son las grietas que se sospecha que están causadas por vibraciones, ciclos térmicos, problemas de expansión térmica y grietas ambientales. El inspector aprobará todos los trabajos de reparación y alteración en los puntos de espera designados y después de que las reparaciones y alteraciones se hayan completado satisfactoriamente de acuerdo con los requisitos de API 570. 8.1.4 Reparaciones de soldadura (incluso en f uncionamiento) 8.1.4.1 Reparaciones temporales

Para reparaciones temporales, incluso en la corriente, se puede aplicar sobre el área dañada o corroída un recinto de tipo caja o de manga dividida soldada de envolvente completa diseñado por el ingeniero de tuberías. Consulte varios artículos en ASME PCC-2 para obtener más información sobre las reparaciones de los sistemas de tuberías. Las grietas longitudinales no deben repararse de esta manera a menos que el ingeniero de tuberías haya determinado que no se espera que las grietas se propaguen desde debajo de la camisa. En algunos casos, el ingeniero de tuberías deberá consultar con un analista de fracturas. El diseño de los recintos temporales y las reparaciones deben ser aprobados por el ingeniero de tuberías.

Si el área de reparación está localizada (por ejemplo, picaduras u orificios) y el SMYS de la tubería no supera los 40 000 psi (275 800 kPa), y un análisis de aptitud para el servicio muestra que es aceptable, se puede realizar una reparación temporal. mediante soldadura de filete de un acoplamiento partido o parche de placa correctamente diseñado sobre el área picada o adelgazada localmente (ver 8.1.4 para consideraciones de diseño y el Anexo C para un ejemplo). El material para la reparación deberá coincidir con el metal base a menos que lo apruebe el ingeniero de tuberías. No se debe instalar un parche de soldadura de filete sobre un parche de soldadura de filete existente. Al instalar un parche de soldadura de filete fi lete adyacente a un parche de soldadura de filete existente, la distancia mínima entre la base de la soldadura de filete no debe ser inferi inferior or a:

d

= 4 Rt 

d

es la distancia mínima entre los extremos de las soldaduras de filete de los accesorios de soldadura de filete adyacentes, en pulgadas (milímetros);

R

es el radio interior en pulgadas (milímetros);

donde

t 

es el espesor mínimo requerido del parche soldado con filete en pulgadas (milímetros).

(3)

 

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API 570

Para fugas menores y adelgazamiento por debajo de Tmin, se pueden soldar recintos diseñados correctamente sobre la fuga o tubería delgada mientras el sistema de tubería está en servicio, siempre que el inspector esté satisfecho de que el espesor adecuado permanece en la ubicación real de la soldadura propuesta y la ZAT, y el componente de la tubería puede resistir la soldadura sin la posibilidad de que se produzcan más daños materiales, como los causados por un servicio cáustico. Cualquier fuga en un servicio de Clase 1 o donde se determine que la clasificación de riesgo es alta, debe ser revisada primero por un ingeniero de tuberías para determinar si el trabajo se puede realizar de manera segura mientras el sistema permanece en funcionamiento.

Las reparaciones temporales deben eliminarse y reemplazarse con una reparación permanente adecuada en la próxima oportunidad de mantenimiento disponible. Las reparaciones temporales pueden permanecer en su lugar por un período de tiempo más largo solo si el ingeniero de tuberías las aprueba y documenta. 8.1.4.2 Reparaciones Permanentes Las reparaciones de los defectos encontrados en los componentes de la tubería se pueden realizar preparando una ranura de soldadura que elimine completamente el defecto y luego rellenando la ranura con metal de soldadura depositado de acuerdo con 8.2. Las áreas corroídas pueden restaurarse con metal de soldadura depositado de acuerdo con 8.2. Las irregularidades de la superficie y la contaminación se eliminarán antes de soldar. Se deben aplicar métodos NDE apropiados después de completar la soldadura.

Si es factible poner el sistema de tuberías fuera de servicio, el área defectuosa puede eliminarse cortando una sección cilíndrica y reemplazándola con un componente de tubería que cumpla con el código aplicable. Los parches de inserción (parches al ras) se pueden usar para reparar áreas dañadas o corroídas si se cumplen los siguientes requisitos:

a) se proporcionan soldaduras de ranura de penetración total; b) para los sistemas de tuberías de Clase 1 y Clase 2, las soldaduras deben radiografiarse al 100 % o probarse ultrasónicamente usando NDE procedimientos aprobados por el inspector; c) los parches pueden tener cualquier forma, pero deben tener esquinas redondeadas [radio mínimo de 1 pulgada (25 mm)]. Consulte ASME PCC-2 Parte 2 para obtener más información sobre varias reparaciones soldadas de sistemas de tuberías.

8.1.5 Reparaciones sin soldadura (en funcionamien funcionamiento) to) Las reparaciones temporales de secciones adelgazadas localmente o defectos lineales circunferenciales se pueden realizar en la corriente mediante la instalación de un recinto diseñado y aplicado correctamente (por ejemplo, abrazadera atornillada, envoltura compuesta no metálica, envolturas metálicas y de epoxi u otra reparación temporal aplicada sin soldadura). El diseño debe incluir el control de las cargas de empuje axial si el componente de tubería que se está encerrando es (o puede llegar a ser) insuficiente para controlar el empuje de presión. También se debe considerar el efecto de las fuerzas de encierro (aplastamiento) sobre el componente. Consulte ASME PCC-2 Parte 4 para obtener más información sobre los métodos de reparación de envolturas compuestas no metálicas. Durante las paradas u otras oportunidades apropiadas, se deben retirar los dispositivos temporales de sellado y disipación de fugas (p. ej., envoltura de alambre, abrazaderas mecánicas, etc.), incluidas las reparaciones temporales en las válvulas, y se deben tomar las medidas apropiadas para restaurar la integridad original del sistema de tuberías. El inspector y/o ingeniero de tuberías deberá participar en la determinación de los métodos y procedimientos de reparación. Los dispositivos temporales de sellado y disipación de fugas pueden permanecer en su lugar durante un período de tiempo más largo solo si el ingeniero de tuberías lo aprueba y documenta. Desde una perspectiva de integridad mecánica, los accesorios de inyección en las válvulas para sellar las emisiones fugitivas (LDAR) del sello del vástago de la válvula no se consideran reparaciones temporales. Su remoción o reemplazo de válvulas queda a discreción del propietario operador. Los procedimientos que incluyen fluidos de sellado de fugas ("bombeo") para tuberías de proceso deben ser revisados para su aceptación por parte del inspector o ingeniero de tuberías. La revisión debe tener en cuenta la compatibilidad del sellador con el

 

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material con fugas; la presión de bombeo sobre la abrazadera (especialmente cuando se vuelve a bombear) y cualquier fuerza de aplastamiento resultante; y; el riesgo de que el sellador afecte los medidores de flujo aguas abajo, los dispositivos de alivio de presión o la maquinaria; el riesgo de fugas subsiguientes en las roscas de los pernos que provoquen corrosión o agrietamiento por corrosión bajo tensión de los pernos; y el número de veces que se vuelve a bombear el área del sello. Consulte ASME PCC-2 Parte 3 para obtener más información sobre reparaciones no soldadas para sistemas de tuberías.

8.2 Soldadura y Hot Tapping 8.2.1 Generalidades

Todas las soldaduras de reparación y alteración deben realizarse de acuerdo con los principios de ASME B31.3 o el código según el cual se construyó el sistema de tuberías. Cualquier soldadura realizada en componentes de tubería en operación se debe realizar de acuerdo con API 2201. El inspector debe usar como mínimo la "Lista de verificación de hot tap t ap sugerida" contenida en API 2201 para el hot tap realizado en componentes de tubería. Consulte API 577 para obtener más orientación sobre hot tap y soldadura en servicio. 8.2.2 Procedimientos, Calificaciones y Registros

La organización de reparación deberá utilizar soldadores y procedimientos de soldadura calificados de acuerdo con ASME B31.3 o el código según el cual se construyó la tubería. Consulte API 577 para obtener orientación sobre los procedimientos y calificaciones de soldadura. La organización de reparación deberá mantener registros de los l os procedimientos de soldadura y las calificaciones de desempeño del soldador. Estos registros deberán estar disponibles para el inspector antes del inicio de la soldadura. 8.2.3 Precalentamiento y PWHT 8.2.3.1 Generalidades

Consulte API 577 para obtener orientación sobre precalentamiento y PWHT. 8.2.3.2 Precalentamiento

Las temperaturas de precalentamiento utilizadas para realizar reparaciones de soldadura deben estar de acuerdo con el código aplicable y el procedimiento de soldadura calificado. Las excepciones para reparaciones temporales deben ser aprobadas por el ingeniero de tuberías.

NOTA El precalentamiento por sí solo no se puede considerar como una alternativa a la prevención del agrietamiento ambiental. Los sistemas de tuberías construidos con aceros que inicialmente requieren PWHT normalmente reciben un tratamiento térmico posterior a la soldadura si se realizan alteraciones o reparaciones que involucran soldadura de retención de presión. 8.2.3.3 PWHT

El PWHT de las reparaciones o alteraciones del sistema de tuberías debe realizarse utilizando los requisitos aplicables de ASME B31.3 o el código según el cual se construyó la tubería. Consulte 8.2.4 para conocer un procedimiento de precalentamiento alternativo para algunos requisitos de PWHT. Las excepciones para reparaciones temporales deben ser aprobadas por el ingeniero de tuberías y estar de acuerdo con ASME PCC-2, Artículo 2.9.

El PWHT local puede sustituirse por bandas de 360°en 360° en reparaciones locales en todos los materiales, siempre que se apliquen las si siguientes guientes precauciones y requisitos. a) El ingeniero de tuberías revisa la aplicación y desarrolla un procedimiento.

 

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b) Al evaluar la idoneidad de un procedimiento, se deben considerar los factores aplicables, como el espesor del metal base, los gradientes térmicos, las propiedades del material, los cambios resultantes de PWHT, la necesidad de soldaduras de penetración total y los exámenes superficiales y volumétricos después de PWHT. . Además, las deformaciones y distorsiones generales y locales resultantes del calentamiento de un área restringida local de la pared de la tubería se deben considerar al desarrollar y evaluar los procedimientos PWHT.

c) Mientras se suelda, se mantien e un precalentamiento de 300 ° °F F (150 °C), o superior, según lo especificado especific ado por los procedimientos de soldadura soldadur a específicos. d) La temperatura PWHT requerida deberá mantenerse a una distancia no menor de dos veces el espesor del metal base medido desde la soldadura. La temperatura PWHT debe ser monitoreada por una cantidad adecuada de termopares (un mínimo de dos) según el tamaño y la forma del área que se está tratando t érmicamente. érmicamente.

e) También se debe aplicar calor controlado a cualquier conexión de derivación u otro accesorio dentro del área PWHT.

f) El PWHT se realiza para cumplir con el código y no para la resistencia al agrietamiento ambiental.

8.2.4 Métodos de soldadura por deposición controlada o precalentamiento como alternativas al tratamiento térmico posterior a la soldadura 8.2.4.1 Generalidades

En algunos casos, la PWHT completa puede tener posibles efectos adversos en los equipos y las tuberías. Sin embargo, la tubería puede haber sido originalmente PWHT o puede requerir PWHT de acuerdo con el código de construcción original. En estos casos, se puede usar soldadura por deposición controlada y precalentamiento precalentami ento en lugar de PWHT, como se describe en 8.2.4.2 y 8.2.4.3. Sin embargo, antes de usar métodos alternativos, un ingeniero de tuberías deberá asegurarse de que la alternativa sea adecuada en base a una revisión metalúrgica. La revisión deberá considerar factores como el motivo del PWHT original, la susceptibilidad al agrietamiento por corrosión bajo tensión, las tensiones en la ubicación de la soldadura, la susceptibilidad al ataque de hidrógeno a alta temperatura, la susceptibilidad a la fluencia, etc.

El método de soldadura se seleccionará en base a las reglas de acuerdo con el código/estándar aplicable. Además, se debe considerar la idoneidad de la junta soldada en las condiciones de prueba de operación y presión.

Cuando se hace referencia en esta sección a materiales por las designaciones ASME, números P y números de grupo, los requisitos de esta sección se aplican a los materiales aplicables del código de construcción original, ya sea ASME u otro, que se ajusten por composición química y características mecánicas. propiedades a las designaciones de número P y número de grupo de ASME.

Las alteraciones de la tubería del proceso de límite de presión o las soldaduras de reparación que inicialmente inicialmente requerían PWHT deben recibir un tratamiento térmico posterior a la soldadura, con las excepciones enumeradas en 8.2.4.2 y 8.2.4.3. Si es válido para el diseño nominal actual, se puede usar el factor de eficiencia de la  junta original original cuando se practican practican tratamie tratamientos ntos térmicos al alternativos ternativos posteriores posteriores a la soldadura. soldadura.

8.2.4.2 Método de precalentamiento (no se requiere prueba de resistencia a la muesca)

El método de precalentamiento, cuando se realiza en lugar de PWHT, se limita a los siguientes materiales y procesos de soldadura:

a) Los materiales se limitarán a P-No. 1, Grupo 1, 2 y 3, y P-No. 3, Grupo 1 y 2 (excluyendo Mn-Mo aceros del Grupo 2)

b) La soldadura debe limitarse a la soldadura por arco de metal protegido (SMAW), la soldadura por arco de metal con gas (GMAW), la soldadura por arco con gas procesos de soldadura por arco de tungsteno (GTAW) y por arco con núcleo fundente (FCAW).

Los soldadores y los procedimientos de soldadura deberán calificarse de acuerdo con las reglas aplicables del código de construcción original, excepto que se omitirá el PWHT del cupón de prueba utilizado para calificar el procedimiento.

 

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El área de soldadura debe precalentarse y mantenerse a una temperatura mínima de 300 ° °F F (150 ° °C) C) durante la soldadura. Se debe verificar la temperatura de 300 °F °F (150 ° °C) C) para asegurar que 4 pulg. (100 mm) del material o cuatro veces el espesor del material (el que sea mayor) en cada lado de la ranura se mantenga a la temperatura mínima durante soldadura. La temperatura máxima entre pasadas no debe exceder los 600 °F (315 ° °C). C). Cuando la soldadura no penetra a través de todo el espesor del material, las temperaturas mínimas de precalentamiento y máximas entre pasadas solo deben mantenerse a una distancia de 4 pulgadas (100 mm) o cuatro veces la profundidad de la soldadura de reparación, lo que sea mayor en cada lado de la junta.

El uso de la alternativa de precalentamiento requiere consultar con el ingeniero de tuberías, quien debe considerar el potencial de agrietamiento ambiental y si el procedimiento de soldadura proporcionará la dureza adecuada. Los ejemplos de situaciones en las que se podría considerar esta alternativa incluyen soldaduras de sellado, acumulación de metal de soldadura en áreas delgadas y clips de soporte de soldadura.

NOTA No se requiere la prueba de dureza de muesca cuando se utiliza este método de precalentamiento en lugar de PWHT. 8.2.4.3 Método de soldadura por deposición controlada (se requiere prueba de dureza con muesca)

El método de soldadura por deposición controlada se puede usar en lugar de PWHT de acuerdo con lo siguiente: a) Las pruebas de tenacidad a la muesca, como las establecidas por ASME B31.1, Capítulo III, Sección 323, son necesarias cuando el código de construcción original o el código de construcción aplicable al trabajo planeado requieren pruebas de impacto.

b) Los materiales se limitarán a P-No. 1, P-No. 3, y P-No. 4 aceros. c) La soldadura debe limitarse a la soldadura por arco de metal protegido (SMAW), soldadura por arco de gas y metal (GMAW), fundente procesos de soldadura por arco con núcleo (FCAW) y soldadura por arco con gas y tungsteno (GTAW). d) Se debe desarrollar y calificar una especificación de procedimiento de soldadura para cada aplicación. El procedimiento de soldadura debe definir la temperatura de precalentamiento y la temperatura entre pasadas e incluir el requisito de temperatura de poscalentamiento en f(8). El espesor de calificación para las placas de prueba y las ranuras de reparación debe estar de acuerdo con la Tabla 3. El material de prueba para la calificación del procedimiento de soldadura debe ser de la misma especificación del material (incluido el tipo de especificación, el grado, la clase y la condición del tratamiento térmico) que el material original. Especificación de materiales para la reparación. Si la especificación del material original es obsoleta, el material de prueba utilizado debe ajustarse lo más posible al material utilizado para la construcción, pero en ningún caso el material debe ser de menor resistencia o tener un contenido de carbono superior al 0,35 %.

e) Cuando el código de construcción aplicable al trabajo planificado requiera pruebas de impacto, el PQR deberá incluir pruebas suficientes para determinar si la tenacidad del metal de soldadura y la zona afectada por el calor del metal base en la condición de soldado es adecuada. a la temperatura mínima de diseño del metal (como los criterios utilizados en ASME B31.3). Si son necesarios límites de dureza especiales (por ejemplo, como se establece en NACE RP 0472 y MR 0103) para la resistencia a la corrosión, el PQR deberá incluir pruebas de dureza también.

f) La WPS incluirá los siguientes requisitos adicionales. 1) Se aplicarán las variables esenciales suplementarias del Código ASME, Sección IX, Párrafo QW-250. 2) La entrada máxima de calor de soldadura para cada capa no deberá exceder la utilizada en la prueba de calificación del procedimiento. 3) La temperatura mínima de precalentamiento para soldar no debe ser inferior a la utilizada en la calificación del procedimiento. prueba.

4) La temperatura máxima entre pasadas para soldar no debe ser superior a la utilizada en el procedimiento prueba de calificación.

 

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5) La temperatura de precalentamiento debe verificarse para asegurar que 4 pulgadas (100 mm) del material o cuatro veces la el espesor del material (el que sea mayor) en cada lado de la unión soldada se mantendrá al mínimo temperatura durante la soldadura. Cuando la soldadura no penetra en todo el espesor del material, el la temperatura mínima de precalentamiento solo necesita mantenerse a una distancia de 4 pulg. (100 mm) o cuatro veces la profundidad de la soldadura de reparación, lo que sea mayor a cada lado de la junta.

6) Para los procesos de soldadura permitidos en el punto c, use solo electrodos y metales de aporte que sean clasificados por el aporte especificación de metal con un designador de hidrógeno difusible suplementario opcional de H8 o inferior. al blindar se utilizan gases con un proceso, el gas debe exhibir un punto de rocío que no sea superior a –60 °F (–50 ° °C). C). Las superficies sobre las que se realizará la soldadura se mantendrán secas durante la soldadura y libres de óxido, escala de laminación y contaminantes que producen hidrógeno, como aceite, grasa y otros materiales orgánicos. 7) La técnica de soldadura deberá ser una técnica de deposición controlada, cordón templado o medio cordón. Lo especifico técnica se utilizará en la prueba de calificación del procedimiento. 8) Para soldaduras realizadas por SMAW, una vez completado el llenado no permita que la soldadura se enfríe por debajo del mínimo temperatura tempera tura de prec alentam alentamiento. iento. Además, Ade más, elev e la temperatura tempera tura de la soldadura sold adura a 500 50 0 °F ± 50 °F (260 ° °C C ± 30 °C) durante u un n mínimo periodo de dos horas. Esto ayuda a la difusión de desgasificación de cualquier hidrógeno del metal de soldadura recogido durante la soldadura. Este horneado de hidrógeno se puede omitir cuando se especifica metal de aporte H4 (como E7018-H4). 9) Después de que la soldadura de reparación terminada se haya enfriado a temperatura ambiente, la capa final de refuerzo del cordón templado deberán ser removidos sustancialmente al ras con la superficie del material base. Consulte el Boletín 412 de WRC para obtener información técnica adicional sobre la soldadura por deposición controlada.

Tabla 3–Métodos de soldadura como alternativas al tratamiento térmico posterior a la soldadura Calificación Espesor para la prueba Placas y Ranuras de Reparación Profundidad t de ranura de prueba

soldado

Profundidad de la ranura de reparación

Calificado

Espesor T de prueba

Espesor Metal Base Calificado

Cupón soldado

t 

< t 

< 2 pulgadas (50 mm)

t 

< t 

ÿ 2 pulgadas (50 mm)

< T  2 in (50 mm) a ilimitado

a La profundidad de la ranura utilizada para la calificación del procedimiento debe ser lo suficienteme suficientemente nte profunda como para permitir la extracción de la muestra de prueba requerida.

8.2.5 Diseño Las juntas a tope serán soldaduras de ranura de penetración total. Los componentes de las tuberías deben reemplazarse cuando la reparación sea probablemente inadecuada. Las conexiones nuevas y los reemplazos deben estar diseñado y fabricado de acuerdo con los principios del código aplicable. El diseño de recintos temporales. y las reparaciones deben ser aprobadas por el ingeniero de tuberías. Se pueden instalar nuevas conexiones en los sistemas de tuberías siempre que el diseño, la ubicación y el método de conexión ajustarse a los principios del código aplicable. Los parches soldados con filete requieren consideraciones de diseño especiales, especialmente en relación con la eficiencia de la junta soldada y la grieta. corrosión. Los parches soldados con filete deben ser diseñados por el ingeniero de tuberías. Se puede aplicar un parche en la parte externa superficies de las tuberías, siempre que esté de acuerdo con 8.1.3 y cumpla cualquiera de los siguientes requisitos:

a) el parche propuesto proporciona una resistencia de diseño equivalente a una abertura reforzada diseñada de acuerdo con el código aplicable;

 

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b) el parche propuesto está diseñado para absorber la tensión de la membrana de la parte de una manera que está de acuerdo con los principios del código aplicable, si se cumplen los siguientes criterios: 1) la tensión de membrana admisible no se excede en la parte de la tubería o el parche, 2) la deformación en el parche no resulte en esfuerzos de soldadura de filete que excedan los esfuerzos permisibles para dichas soldaduras, 3) un parche superpuesto deberá tener esquinas redondeadas redondeadas (ver Anexo C). Diferentes componentes en el mismo circuito o sistema de tuberías pueden tener diferentes temperaturas de diseño. Al establecer la ttemperatura emperatura de diseño, se deben tener en cuenta las temperaturas del fluido del proceso, la temperatura ambiente, las temperaturas de los medios de calefacción y refrigeración y el aislamiento. 8.2.6 Materiales

Los materiales utilizados para realizar reparaciones o alteraciones deberán ser de calidad soldable conocida, deberán cumplir con el código aplicable y deberán ser compatibles con el material original. Para conocer los requisitos de verificación de materiales, consulte 5.12. 8.2.7 ECM

La aceptación de una reparación o alteración soldada deberá incluir NDE de acuerdo con el código aplicable y la especificación del propietario/usuario, a menos que se especifique lo contrario en API 570. También se deberán seguir los principios y prácticas de API 577. Cuando se requieran exámenes superficiales y volumétricos, deben estar de acuerdo con ASME BPVC Sección V (o equivalente).

8.2.8 Prueba de presión

Después de completar la soldadura, se debe realizar una prueba de presión de acuerdo con 5.11 si es práctico y el inspector i nspector lo considera necesario necesario.. Normalmente se requieren pruebas de presión después de alteraciones y reparaciones r eparaciones importantes importantes.. Consulte ASME PCC-2, Artículo 5.1 para obtener más información sobre cómo realizar pruebas de presión. Cuando una prueba de presión no sea necesaria o práctica, se utilizará NDE en lugar de una prueba de presión. La sustitución de procedimientos NDE apropiados por una prueba de presión después de una alteración, reclasificación o reparación se puede realizar solo después de consultar con el inspector y el ingeniero de tuberías. Para las líneas aisladas existentes que se someten a pruebas de presión después de reparaciones r eparaciones,, reclasificación o alteraciones, no es necesario quitar el aislamiento de todas las soldaduras existentes. Las pruebas de presión con tiempos de retención más prolongados y las observaciones de los manómetros se pueden sustituir por el pelado del aislamiento cuando los riesgos asociados con las fugas debajo del aislamiento son aceptables. Cuando no sea práctico realizar una prueba de presión de una soldadura de cierre final que une una sección de tubería nueva o de reemplazo a un sistema existente, se deben cumplir todos los requisitos siguientes. a) La sección de tubería nueva o de reemplazo se somete a prueba de presión y se examina de acuerdo con el código aplicable que rige el diseño del sistema de tuberías o, si no es práctico, las soldaduras se examinan con NDE apropiado, apropiado, según lo especificado por el inspector de tuberías autorizado. b) La soldadura de cierre es una soldadura entre cualquier tubería o componente de tubería estándar de igual diámetro y espesor, alineada axialmente (no cortada a inglete) y de materiales equivalentes. Cuando la especificación del sistema de tuberías permita bridas deslizantes o accesorios para soldadura por encastre, se pueden usar dentro de las limitaciones de esa especificación. Las alternativas aceptables son: 1) bridas deslizables para casos de diseño hasta Clase 150 y 500 °F (260 °C); y 2) accesorios de soldadura por encastre para tamaños NPS 2 o menos y casos de diseño de hasta 500 °F (260 °C). Se debe usar un espaciador diseñado para soldadura por encastre o algún otro medio para establecer un espacio mínimo de 1/16 pulg. (1,6 mm). Las soldaduras de encaje deben cumplir con ASME B31.3 y deben tener un mínimo de dos pasadas.

 

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c) Cualquier soldadura a tope de cierre final deberá ser del 100 % RT; o se puede utilizar la detección de fallas ultrasónica de haz angular, siempre que se han establecido los criterios de aceptación apropiados. d) MT o PT se realizarán en el pase de raíz y la soldadura completa para soldaduras a tope y en la soldadura completa para soldaduras de filete.

El propietario/usuario deberá especificar examinadores de haz angular UT calificados en la industria para soldaduras de cierre que no hayan sido probadas a presión y para reparaciones de soldadura identificadas por el ingeniero de tuberías o el inspector de tuberías autorizado.

8.3 Recalificación La reclasificación de los sistemas de tuberías cambiando la clasificación de temperatura o la MAWP solo se puede realizar después de que se hayan cumplido todos los requisitos siguientes. a) Los cálculos los realiza el ingeniero de tuberías o el inspector. b) Todas las reclasificaciones se deben establecer de acuerdo con los requisitos del código según el cual se construyó el sistema de tuberías o mediante el cálculo usando los métodos apropiados en la última edición del código aplicable u otros estándares de la industria aprobados por un SDO (por ejemplo, API 579-1/ASME FFS-1). c) Los registros de inspección actuales verifican que el sistema de tuberías es satisfactorio para las condiciones de servicio propuestas y que se proporciona el margen de corrosión apropiado. d) Los sistemas de tuberías reclasificados deben someterse a pruebas de fugas de acuerdo con el código según el cual se construyó el sistema de tuberías o la última edición del código aplicable para las nuevas condiciones de servicio, a menos que se cumpla una de las siguientes condiciones. 1) Los registros documentados indican que se realizó una prueba de fugas anterior a una presión mayor o igual a la prueba. por la nueva condición.

2) La reclasificación es un aumento en la temperatura nominal que no afecta el esfuerzo de tracción permisible. 3) La integridad de la tubería se confirma mediante técnicas de inspección no destructivas apropiadas en lugar de realizar pruebas después de consultar con el inspector y el ingeniero de tuberías. e) El sistema de tuberías se verifica para confirmar que los dispositivos de alivio de presión requeridos estén presentes, estén configurados a la presión adecuada y tengan la capacidad adecuada a la presión establecida. f) La reclasificación del sistema de tuberías es aceptable para el inspector o el ingeniero de tuberías. g) Todos los componentes de la tubería en el sistema (como válvulas, bridas, pernos, juntas, empaques y juntas de expansión) están adecuado para la nueva combinación de presión y temperatura. h) La flexibilidad de la tubería es adecuada para los cambios de temperatura de diseño. i) Se actualizan los registros de ingeniería apropiados.  j) Una disminución en la temperatura mínima de operación está justificada por los resultados de la prueba de impacto, si así lo requiere el código aplicable.

9 Inspección de tuberías enterradas 9.1 Generalidades La inspección de tuberías de proceso enterradas (no reguladas por el Departamento de Transporte de los EE. UU.) es diferente de la inspección de otras tuberías de proceso porque las condiciones corrosivas del suelo y las condiciones corrosivas del suelo pueden causar un deterioro externo significativo.

 

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la inspección puede verse dificultada por la inaccesibilidad de las zonas afectadas de la tubería. Las referencias importantes y no obligatorias para la inspección de tuberías subterráneas son API 574 y los siguientes documentos NACE: SP0102, SP0169, SP0274 y RP0502; y API 651.

Se inspeccionarán las tuberías enterradas para determinar el estado de su superficie externa. Los planes de inspección se deben basar en una evaluación de la eficacia del sistema CP (si existe), si la tubería se revistió y en la información de inspección obtenida de uno o más de los siguientes métodos:

a) durante la actividad de mantenimiento en la conexión de tuberías de material similar; b) de porciones representativas de la tubería real; c) de tuberías enterradas en circunstancias similares; d) de dispositivos de monitoreo de espesor instalados permanentemente; e) de inspecciones realizadas con equipo visual remoto, si es posible; o f) de los resultados de estudios de protección catódica, o de exámenes de ondas guiadas usados para localizar áreas de interés para inspección de seguimiento usando técnicas de medición de espesores más cuantitativas. cuantitati vas. 9.2 Vigilancia visual por encima del nivel del suelo

Las indicaciones de fugas en tuberías enterradas pueden incluir un cambio en el contorno de la superficie del suelo, decoloración del suelo, ablandamiento del asfalto del pavimento, formación de charcos, charcos de agua burbujeante u olor perceptible. Inspeccionar la ruta de las tuberías enterradas es un método para identificar áreas problemáticas. 9.3 Encuesta de potencial de intervalo cercano

El estudio de potencial de intervalo cercano realizado a nivel del suelo sobre la tubería enterrada se puede usar para ubicar áreas donde los sistemas de protección catódica pueden no ser efectivos y la corrosión activa en la superficie de la tubería está presente o puede ocurrir. Sin embargo, puede que no sea un método confiable para la inspección de pérdida de pared por corrosión, ya que solo puede inferir pérdida de pared a partir del potencial CP pero no detecta directamente la presencia de pérdida de pared. Se pueden formar celdas de corrosión tanto t anto en tuberías desnudas como revestidas donde el acero desnudo entra en contacto con el suelo. Dado que el potencial en el área de corrosión será significativamente diferente al de un área adyacente en la tubería, la ubicación de la posible actividad de corrosión se puede determinar mediante esta técnica de inspección. 9.4 Encuesta de vacaciones de revestimiento de tuberías

El estudio de vacaciones en el revestimiento de tuberías [por ejemplo, gradiente de voltaje de corriente continua (DCVG)] se puede utilizar para localizar defectos de revestimiento en tuberías revestidas enterradas, y se puede utilizar en sistemas de tuberías recién construidos para garantizar que el revestimiento esté intacto y sin vacaciones. Más a menudo se utiliza para evaluar la capacidad de servicio del revestimiento para tuberías enterradas que han estado en servicio durante un período de tiempo prolongado. A partir de los datos de la encuesta, se puede determinar la eficacia del revestimiento y la tasa de deterioro del revestimiento. Esta información se utiliza tanto para predecir la actividad de corrosión en un área específica como para pronosticar el reemplazo del recubrimiento para el control de la corrosión.

9.5 Resistividad del suelo

La corrosión de las tuberías descubiertas o mal revestidas a menudo es causada por una mezcla de diferentes suelos en contacto con la superficie de la tubería. La corrosividad de los suelos se puede determinar midiendo la resistividad del suelo. Niveles más bajos de

 

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resistividad son relativamente más corrosivos que los niveles más altos, especialmente en áreas donde la tubería está expuesta a cambios significativos en la resistividad del suelo. Las mediciones de la resistividad del suelo deben realizarse utilizando el método de cuatro clavijas de Wenner de acuerdo con la norma ASTM G57. En casos de tuberías paralelas o en áreas de tuberías que se cruzan, puede ser necesario usar el Método de un solo pin para medir con precisión la resistividad del suelo. Para medir la resistividad de muestras de suelo de perforaciones o excavaciones, una caja de suelo sirve como un medio conveniente para obtener resultados precisos. La profundidad de la tubería se debe considerar al seleccionar el método que se utilizará y la ubicación de las muestras. Las pruebas y la evaluación de los resultados deben ser realizadas por personal capacitado y con experiencia en pruebas de resistividad del suelo.

9.6 Monitoreo de Protección Catódica Las tuberías de proceso enterradas protegidas catódicamente deben monitorearse regularmente para asegurar niveles adecuados de protección. El monitoreo debe incluir la medición y el análisis periódicos de los potenciales de la tubería al suelo por parte de personal capacitado y experimentado en la operación del sistema de protección catódica. Es posible que se necesite un control más frecuente de los componentes críticos de protección catódica, como los rectificadores de corriente impresa, para garantizar un funcionamiento fiable del sistema. Los propietarios/usuarios deben mantener registros apropiados de la supervisión y el mantenimiento de CP realizados como resultado de la supervisión del sistema de CP. Consulte NACE SP0169 y la Sección 11 de API 651 para obtener orientación aplicable a la inspección y el mantenimiento de sistemas de protección catódica para tuberías enterradas.

9.7 Métodos de inspección Hay disponibles varios métodos de técnicas de examen directo que se pueden aplicar a tuberías enterradas y se puede encontrar una guía más extensa para estos en API RP 574. Algunos métodos pueden indicar la condición externa o de la pared de la tubería, mientras que otros métodos indican solo el condición interna. Además, algunos métodos pueden detectar y cuantificar simultáneamente tanto la pérdida de la pared como el daño por deformación, como abolladuras, ovalidad, protuberancias, hinchazón, etc.

Ahora hay disponible una variedad de tecnologías que se pueden aplicar externamente a tuberías enterradas en una ubicación y seleccionar áreas de pantalla desde esa posición. Estas técnicas pueden requerir algo de excavación, pero mucho menos que un acceso completo descrito anteriormente. Un ejemplo de estas técnicas es el examen de ondas guiadas, anteriormente conocido como ultrasonidos de largo alcance (LRUT) o prueba ultrasónica de ondas guiadas (GWUT). Estas tecnologías pueden permitir filtrar distancias de 15 pies o más desde una instalación y proporcionar una evaluación de detección de la tubería. La distancia recorrida y el grado de detección/precisión es una función de la tecnología aplicada y las condiciones de la tubería, incluido el grado de corrosión, los revestimientos externos e internos y las condiciones del suelo, el producto transportado y el tipo y la cantidad de accesorios en la ruta de la señal.

Se pueden usar otras tecnologías que emplean ultrasonido para detectar varios pies desde una ubicación y son útiles para evaluar daños en ubicaciones como las interfaces suelo-aire. Consulte API 574 para ver ejemplos de otras tecnologías.

9.8 Frecuencia y extensión de la inspección 9.8.1 Vigilancia visual por encima del nivel del suelo El propietario/usuario debe, en intervalos de aproximadamente seis meses, inspeccionar las condiciones de la superficie en y adyacentes a cada ruta de tubería enterrada (ver 9.2).

9.8.2 Estudio de potencial de tubería a suelo Se puede usar un estudio de potencial de intervalo cercano en una línea con protección catódica para verificar que la tubería enterrada tenga un potencial de protección en toda su longitud. Para tuberías mal recubiertas donde los potenciales de protección catódica son

 

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inconsistente, la inspección se puede realizar en intervalos de tres a cinco años para verificar verifi car el control continuo de la corrosión.

Para tuberías sin protección catódica o en áreas donde se han producido fugas debido a la corrosión externa, se puede realizar un estudio del potencial tuberíasuelo a lo largo de la ruta de la tubería. La tubería debe excavarse para su inspección o inspeccionarse con NDE apropiados en sitios donde se hayan localizado posibilidades de células de corrosión activas para determinar la extensión del daño por corrosión. Es posible que se requiera un perfil de potencial continuo o un estudio a intervalos cortos para ubicar mejor las celdas de corrosión activas.

9.8.3 Encuesta de vacaciones de revestimiento de tuberías

La frecuencia de las inspecciones de las fallas en el revestimiento de las tuberías generalmente se basa en indicaciones de que otras formas de control de la corrosión son ineficaces. Por ejemplo, en una tubería revestida donde hay una pérdida gradual de los potenciales de protección catódica o se produce una fuga por corrosión externa en un defecto del revestimiento, se puede utilizar un estudio de vacaciones del revestimiento de la tubería para evaluar el revestimiento. 9.8.4 Corrosividad del suelo

Para tuberías enterradas en longitudes superiores a 100 pies (30 m) y sin protección catódica, se deben realizar evaluaciones de la corrosividad del suelo a intervalos apropiados en función de la probabilidad de cambio. Las mediciones de la resistividad del suelo pueden usarse para la clasificación relativa de la corrosividad del suelo (ver 9.5). Los factores adicionales que pueden merecer consideración son los cambios en la química del suelo y los análisis de la resistencia a la polarización del suelo y la interfaz i nterfaz de la tubería. 9.8.5 Intervalos de inspección externa e interna

Si se espera corrosión interna de tuberías enterradas como resultado de la inspección en la parte de la línea por encima del nivel del suelo, los intervalos y métodos de inspección para la parte enterrada deben ajustarse en consecuencia. El inspector debe conocer y considerar la posibilidad de corrosión interna acelerada en los tramos muertos. La condición externa de las tuberías enterradas que no están protegidas catódicamente debe determinarse mediante raspado, que puede medir el espesor de la pared, o excavando de acuerdo con la frecuencia indicada en la Tabla 4. La corrosión externa significativa detectada mediante raspado o por otros medios puede requerir excavación y evaluación incluso si la tubería está protegida catódicamente.

Las tuberías inspeccionadas periódicamente mediante excavación deben inspeccionarse inspeccionarse en longitudes de 6 pies a 8 pies (2,0 m a 2,5 m) en uno o más lugares que se consideren más susceptibles a la corrosión. Las tuberías excavadas deben inspeccionarse en toda su circunferencia para determinar el tipo y el alcance de la corrosión (picaduras o general) y el estado del revestimiento. Si la inspección revela un recubrimiento dañado o tuberías corroídas, se excavarán tuberías adicionales hasta que se identifique el alcance de la condición. Si el espesor promedio de la pared es igual o inferior al espesor mínimo requerido, debe repararse o reemplazarse.

Si la tubería está contenida dentro de una tubería de revestimiento, se debe inspeccionar la condición del revestimiento para determinar si ha entrado agua y/o tierra en el revestimiento. El inspector i nspector debe verificar lo siguiente: a) ambos extremos de la carcasa se extienden más allá de la superficie del suelo, b) los extremos de la carcasa están sellados si la l a carcasa no es autodrenante, c) la tubería que conduce la presión está debidamente revestida y envuelta, y d) no hay contacto metálico o electrolítico entre la carcasa y la tubería portadora de presión.

 

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API 570

9.8.6 Intervalos de prueba de fugas

Una alternativa o complemento a la inspección es la prueba de fugas con líquido a una presión de al menos un 10 % mayor que la presión máxima de funcionamiento a intervalos de la mitad de los que se muestran en la Tabla 4 para tuberías sin protección catódica y a los mismos intervalos que se muestran en la Tabla 4 para tuberías protegidas catódicamente. La prueba de fugas debe mantenerse por un período de ocho (8) horas. Cuatro horas después de la presurización inicial del sistema de tuberías, se debe anotar la presión y, si es necesario, se debe volver a presurizar la línea a la presión de prueba original y aislarla de la fuente de presión. Si, durante el resto del período de prueba, la presión disminuye más del 5 %, la tubería debe inspeccionarse visualmente externamente externamente y/o internamente para encontrar la fuga y evaluar el grado de corrosión. Las mediciones sónicas pueden ser útiles para localizar fugas durante la prueba de fugas.

Las tuberías enterradas también pueden inspeccionarse para comprobar su integridad mediante el uso de métodos de prueba de presión o volumétricos corregidos por temperatura.

Otros métodos alternativos de prueba de fugas involucran el examen de emisión acústica y la adición de un líquido trazador a la línea presurizada (como helio o hexafloruro de azufre). Si se agrega el trazador al fluido de servicio, el propietario/usuario deberá confirmar confirmar la idoneidad para el proceso y el producto.

Tabla 4—Frecuencia de inspección de tuberías enterradas sin protección catódica efectiva

Resistividad del suelo (ohm-cm)

Intervalo de inspección (años)

10,000

5 10 15

9.9 Reparaciones a Sistemas de Tuberías Enterradas 9.9.1 Reparaciones de Recubrimientos Recubrimientos

Cualquier revestimiento retirado para la inspección deberá renovarse e inspeccionarse adecuadamente. Para las reparaciones de revestimiento, el inspector debe estar seguro de que el revestimiento cumple con los siguientes criterios:

a) tiene suficiente adherencia a la tubería para evitar la migración de humedad debajo de la película,

b) es lo suficientemente dúctil para resistir el agrietamiento,

c) está libre de vacíos y espacios en el revestimiento (vacaciones),

d) tiene suficiente resistencia para resistir el daño debido al manejo y la tensión del suelo,

e) puede soportar cualquier protección catódica suplementaria.

Además, las reparaciones del revestimiento se pueden probar con un detector de vacaciones de alto voltaje. El voltaje del detector debe ajustarse al valor apropiado para el material y el espesor del recubrimiento. Todas las vacaciones que se encuentren se repararán y se volverán a probar.

9.9.2 Reparación de abrazaderas

En general, se deben evitar las abrazaderas atornilladas para reparaciones temporales de todas las tuberías enterradas. Si las fugas de las tuberías se sujetan con abrazaderas y se vuelven a enterrar, la ubicación de la abrazadera debe registrarse en el registro de inspección y puede marcarse en la superficie. Tanto el marcador como el registro deberán anotar la fecha de instalación y la ubicación de la abrazadera. Todas las abrazaderas se considerarán temporales. Las reparaciones temporales temporales en tuberías enterradas deben repararse permanentemente en la próxima oportunidad de mantenimiento, a menos que un ingeniero de tuberías apruebe la extensión.

 

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9.9.3 Reparaciones soldadas

Las reparaciones soldadas deben hacerse de acuerdo con 8.2. 9.10 Registros

Los sistemas de registro para tuberías enterradas deben mantenerse de acuerdo con 7.9. Además, se mantendrá un registro de la ubicación y fecha de instalación de las abrazaderas temporales. Además, las tuberías enterradas deben ubicarse en un plano (es decir, un plano del terreno o iso de tuberías) que indique el tamaño y la mitigación de la corrosión externa.

 

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Anexo A (informativo) Certificación de inspectores A.1 Examen Un examen para certificar inspectores dentro del alcance de API 570 se basará en el cuerpo de conocimientos de certificación de inspectores API 570 actual publicado por API.

A.2 Certificación Se emitirá una certificación de inspector de tuberías autorizado API 570 cuando un solicitante haya aprobado con éxito el examen de certificación API 570 y cumpla con los criterios de experiencia y educación. La educación y la experiencia, cuando se combinan, deberán ser iguales a al menos uno de los siguientes: a) una licenciatura en ingeniería o tecnología, más un año de experiencia en supervisión de actividades de inspección o realización de actividades de inspección como se describe en API 570; b) un título o certificado de dos años en ingeniería o tecnología, más dos años de experiencia en el diseño, construcción, reparación, inspección u operación de sistemas de tuberías, de los cuales un año debe ser en supervisión de actividades de inspección o realización de inspección actividades como se describe en API 570; c) un diploma de escuela secundaria o equivalente, más tres años de experiencia en el diseño, construcción, reparación, inspección u operación de sistemas de tuberías, de los cuales un año debe ser en supervisión de actividades de inspección o realización de actividades de inspección como se describe en API 570; d) un mínimo de cinco años de experiencia en el diseño, construcción, reparación, inspección u operación de sistemas de tuberías, de los cuales un año debe ser en supervisión de actividades de inspección o ejecución de actividades de inspección como se describe en API 570.

A.3 Recertificación A.3.1 Se requiere recertificación tres años después de la fecha de emisión del certificado de inspector de tuberías autorizado API 570. Se requerirá la recertificación por examen para los inspectores de tuberías autorizados que no hayan participado activamente como inspectores de tuberías autorizados dentro del período de certificación de tres años más reciente y para los inspectores de tuberías autorizados que no hayan aprobado previamente el examen. Los exámenes se realizarán de acuerdo con todas las disposiciones contenidas en API 570.

A.3.2 "Participar activamente como inspector de tuberías autorizado" se debe definir como un mínimo del 20 % del tiempo dedicado a realizar actividades de inspección o supervisión de actividades de inspección, o apoyo de ingeniería de actividades de inspección, como se describe en API 570, durante la mayor parte del tiempo. reciente período de certificación de tres años. Nota: Aquí se pueden considerar las actividades de inspección comunes a otros documentos de inspección API (NDE, mantenimiento de registros, revisión de documentos de soldadura, etc.).

A.3.3 Una vez cada dos períodos de recertificación (cada seis años), los inspectores que participen activamente como inspectores de tuberías autorizados deberán demostrar conocimiento de las revisiones de API 570 que se instituyeron durante los seis años anteriores. Este requisito será efectivo seis años después de la fecha de certificación inicial del inspector. Los inspectores que no hayan participado activamente como inspectores de tuberías autorizados dentro del período de certificación de tres años más reciente deberán volver a certificarse según lo requerido en A.3.1.

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Anexo B (informativo) Solicitudes de Interpretacion Interpretaciones es B.1 Introducción API considerará las solicitudes por escrito de interpretaciones de API 570. El personal de API hará dichas interpretaciones por escrito después de consultar, si es necesario, con los funcionarios del comité correspondiente y los miembros del comité. El comité de API responsable de mantener API 570 se reúne regularmente para considerar solicitudes por escrito de interpretaciones y revisiones, y para desarrollar nuevos criterios según lo dicte el desarrollo tecnológico. Las actividades del comité en este sentido se limitan estrictamente a interpretaciones de la última edición de API 570 oa la consideración de revisiones a API 570 basadas en nuevos datos o tecnología.

Como cuestión de política, API no aprueba, certifica, califica ni respalda ningún artículo, construcción, dispositivo patentado o actividad; y en consecuencia, las consultas que requieran tal consideración serán devueltas. Además, API no actúa como consultor sobre problemas específicos de ingeniería o sobre la comprensión o aplicación general de las reglas. Si, con base en la información de la consulta presentada, la opinión del comité es que el solicitante debe buscar asistencia técnica o de ingeniería, la consulta se devolverá con la recomendación de que se obtenga dicha asistencia. Todas las consultas que no proporcionen la información necesaria para su total comprensión serán devueltas.

B.2 Formato de consulta Las consultas se limitarán estrictamente a solicitudes de interpretación de la última edición de API 570 oa la consideración de revisiones de API 570 basadas en nuevos datos o tecnología. Las consultas se presentarán en el siguiente formato. a) Alcance—La indagación deberá involucrar un solo tema o temas estrechamente relacionados. Se devolverá una carta de consulta sobre temas no relacionados. b) Antecedentes: la carta de consulta deberá indicar el propósito de la consulta, que será obtener una interpretación de API 570 o proponer la consideración de una revisión de API 570. La carta deberá proporcionar de manera concisa la información necesaria para la comprensión completa de la investigación (con bocetos, según sea necesario) e incluya referencias a la edición, revisión, párrafos, figuras y tablas correspondientes. c) Consulta—La consulta deberá formularse en un formato de pregunta condensada y precisa, omitiendo antecedentes superfluos y, en su caso, redactada de tal manera que “sí” o “no” (quizás con salvedades) sea una respuesta adecuada. Esta declaración de consulta debe ser técnica y editorialmente correcta. El solicitante deberá indicar lo que él o ella cree que requiere API 570. Si, en opinión del solicitante, se necesita una revisión de API 570, el solicitante deberá proporcionar la redacción recomendada.

Envíe la solicitud de interpretación al sitio web de solicitud de interpretación de API en: http://apiti.api.org.

B.3 Solicitud de Respuestas Respuestas de Interpretación Interpretación Las respuestas a solicitudes de interpretación anteriores se pueden encontrar en el sitio web de API en http://mycommittees.api.org/  standards/reqint/default.aspx.

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Anexo C (informativo) Ejemplos de reparaciones C.1 Reparaciones ASME PCC-2, Reparación de equipos a presión y tuberías, brinda orientación sobre varios tipos de reparaciones, como: placas de inserción soldadas a tope, recubrimiento de soldadura externo para reparar el adelgazamiento interno, camisas de refuerzo de acero de envolvente completa para Tubería, acumulación de soldadura, superposición de soldadura y restauración de revestimiento o parches soldados con filete

Se puede usar soldadura manual utilizando procesos de arco de metal con gas o arco de metal protegido. Cuando la temperatura sea inferior a 50 °F °F (10 ° °C), C), se deben usar electrodos de bajo hidrógeno, AWS E-XX16 o E-XX18, cuando se suelden materiales que cumplan con ASTM A-53, Grados A y B; A-106, Grados A y B; A-333; A-334; API 5L; y otros materiales similares. Estos electrodos también se deben usar en grados i nferiores de material cuand o la temperatura del material es inferior a 32 ° °F F (0 °C). °C). Se debe consu ltar al ingeniero de tuberías para los casos que involucren diferentes materiales. Cuando se utilizan electrodos AWS E-XX16 o E-XX18 en los números de soldadura 2 y 3 (consulte la Figura C.1 a continuación), los cordones deben depositarse comenzando en la parte inferior del conjunto y soldando hacia arriba. El diámetro de estos electrodos no debe exceder los 5/32 pulg. (4,0 mm). Se pueden usar electrodos de más de 5/32 pulg. (4,0 mm) en la soldadura número 1 (consulte la Figura C.1), pero el diámetro no debe exceder los 3/16 pulg. (4,8 mm). Las soldaduras longitudinales (número 1, Figura C.1) en el manguito de refuerzo se deben colocar con una cinta adecuada o una tira de respaldo de acero dulce (ver nota) para evitar la fusión de la soldadura con la pared lateral de la tubería.

NOTA Si la tubería original a lo largo de la soldadura número 1 ha sido revisada minuciosamente por métodos ultrasónicos y tiene el espesor suficiente para soldar, no es necesaria una tira de refuerzo. Todos los procedimientos de reparación y soldadura para líneas en línea deben cumplir con API 2201.

1 3

2

material de junta apropiado Figura C.1—Manguito C.1—Manguito de reparac ión de cerco

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C.2 Pequeños parches de reparación El diámetro de los electrodos no debe exceder los 5/32 pulg. (4,0 mm). Cuando la temperatura del material base está por debajo 32 °F (0 °C), se deben usar electrodos de bajo hidrógeno. Tejido de cordones de soldadura depositados con electrodos de bajo hidrógeno debería ser evitado. Todos los procedimientos de reparación y soldadura para líneas en línea deben cumplir con API 2201. A continuación se muestran ejemplos de pequeños parches de reparación en la Figura C.2.

El tamaño del parche no debe exceder la mitad1del diámetro de la tubería. Se debe usar un manguito envolvente completo si el el área excede el diámetro /2 . 1

Radio mínimo de 1 pulg. (25 mm)

Figura C.2—Pequeños parches de reparación

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Anexo D (informativo) Dos ejemplos del cálculo de MAWP que ilustran el uso de la Concepto de vida media de la corrosión Ejemplo 1 Presión/temperatura de diseño

500 psig/400 °F (3447 kPA/204 °C)

Descripción de la tubería

NPS 16, peso estándar, A 106-B

Diámetro exterior de la tubería, D 

16 pulg. (406 mm)

Estrés permitido

20.000 psi (137.900 kPa)

Eficiencia de soldadura longitudinal, E 

1.0

Espesor determinado a partir de la inspección

0,32 pulg. (8,13 mm)

Tasa de corrosión observada (ver 7.1)

0,01 pulg./año (0,254 mm/año)

Próxima inspección planificada

5 años

Pérdida estimada por corrosión para la fecha de la próxima inspección

= 5 × 0,01 = 0,05 pulg. (5 × 0,254 = 1,27 mm)

Espesor estimado menos el doble de la pérdida por corrosión estimada, t = (0,32 – (0,05 × 2)) = 0,22 pulg. [=(8,13 – (1,27 × 2)) =5,59 mm] MAWP En unidades habituales de EE. UU. (USC)

= 2SEt/D = 550 psig

En unidades SI

= 3747 kPa

Conclusión: está bien

Ejemplo 2 Próxima inspección planificada

7 años

Pérdida estimada por corrosión para la fecha de la próxima inspección

= 7 × 0,01 = 0,07 pulg. (7 × 0,254 = 1,78 mm)

Espesor estimado menos el doble de la pérdida por corrosión estimada, t = (0,32 – (0,07 × 2)) = 0,18 pulg. [=(8,13 – (1,78 × 2)) =4,57 mm] MAWP En unidades USC

= 2SEt/D = 450 psig

En unidades SI

= 3104 kPa

Conclusión: debe reducir el intervalo de inspección o determinar que la presión de funcionamiento normal no supere esta nueva MAWP durante el séptimo año, o renovar la tubería antes del séptimo año.

NOTA 1

psig = libras por pulgada cuadrada manométrica; psi = libras por pulgada cuadrada.

NOTA 2 La fórmula para MAWP es de ASME B31.3, Ecuación 3b, donde t = espesor corroído.

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Bibliografía [1] Práctica recomendada API 581, Metodología de inspección basada en riesgos 

[2] Práctica recomendada API 751, Operación segura de unidades de alquilación de ácido fluorhídrico  [3] Práctica recomendada API 585, Investigaciones de incidentes de integridad de equipos a presión  [4] Práctica recomendada API 651, Protección catódica de tanques de almacenamiento de petróleo sobre el suelo  [5] ASNT SNT-TC-1 5, A Cualificación y certificación del personal en ensayos no destructivos  [6] ASNT CP-189, Norma para la Calificación y Certificación del Personal de Ensayos No Destructivos  [7] MTI 129 6, Una guía práctica para la inspección de campo de equipos y tuberías de FRP  [8] NACE SP 0169 7, Control de Corrosión Externa en Sistemas de Tuberías Metálicas Subterráneas o Sumergidas  [9] NACE RP 0170, Protección de aceros inoxidables austeníticos y otras aleaciones austeníticas del ácido politiónico  Agrietamiento por corrosión bajo tensión durante el cierre de equipos de refinería  [10] NACE SP 0114, Puntos de mezcla de proceso e inyección de refinería  [11] AWS QC1, estándar para la certificación AWS de inspectores de soldadura 

5Sociedad Estadounidense de Pruebas No Destructivas, PO Box 28518, 1711 Arlingate Lane, Columbus, Ohio 43228-0518, www.asnt.org 6Materials Technology Institute, Inc., 1215 Fern Ridge Parkway, Suite 206, St. Louis, Missouri 63141, www. mtiproducts.org 7NACE International (anteriormente la Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión), 1440 South Creek Drive, Houston, Texas 77218-

8340, www.nace.org 81

 

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N.°de N.°de producto C57004