Api 570 Traducido
August 29, 2022 | Author: Anonymous | Category: N/A
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Código de inspección de tuberías: inspección en servicio, clasificación, reparación, y alteración de los sistemas de tuberías 1 Alcance 1.1 Aplicación general 1.1.1 Cobertura API 570 cubre los procedimientos de inspección, calificación, reparación y alteración de los sistemas de tuberías 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 proceso de hidrocarburos y productos químicos cubiertos en 1.2.1 que se han puesto en servicio a menos que se designe específicamente como opcional según 1.2.2. Esta publicación no cubre la inspección de equipos especializados, incluidos instrumentos, tubos intercambiadores y válvulas de control. Sin S in 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, las tuberías abandonadas en el lugar aún pueden necesitar una cierta cantidad de inspección y / o mitigación de riesgos para garantizar que no se convierta en un peligro para la seguridad s eguridad del proceso debido al deterioro continuo. Los sistemas de tuberías de proceso que están temporalmente fuera de servicio pero que han sido elimi eliminados nados (preservados para un posible uso futuro) aún están cubiertos por este Código. 1.1.2 Intención La intención de este Código es especificar la inspección en servicio y el programa de monitoreo de condición, 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 la tubería podría comprometer la operación segura continua. También es la intención de este Código que el propietario / usuarios respondan a cualquier resultado de inspección que requiera acciones correctivas para asegurar la integridad continua de la tubería consistente con el análisis de riesgo apropiado. API 570 está destinado a ser utilizado por organizaciones o rganizaciones que mantienen o tienen acceso a una agencia de inspección autorizada, una organización de reparación e ingenieros, inspectores y examinadores de tuberías técnicamente téc nicamente calificados, todo como se define en la Sección 3. 1.1.3 Limitaciones API 570 no se utilizará como un sustituto de los requisitos de construcción originales que rigen un sistema de tuberías antes de ponerlo 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, prevalecerán 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 con plástico fibra incluidos en los acrónimos genéricos FRP (plástico reforzado fibrareforzado de vidrio)con y GRP (plástico reforzado con vidrio). Los productos no metálicos
extruidos, generalmente homogéneos, como el polietileno de alta y baja densidad, no están cubiertos específicamente por este Código. Consulte API 574 y MTI 129 para obtener orientación sobre los problemas de degradación e inspección asociados con las tuberías de FRP. 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 similares de fluidos inflamables o tóxicos, como los siguientes: a) petróleo crudo, intermedio y terminado y productos químicos; b) líneas de catalizador; c) hidrógeno, gas natural, gas combustible y sistemas de antorcha; d) aguas agrias y corrientes de desechos peligrosos; e) servicios de fluidos peligrosos; f) fluidos criogénicos tales como: líquido N2, H2, O2 y aire; g) gases a alta presión mayores de 150 psig tales como: gaseoso He, H 1.2.2 Sistemas opcionales de tuberías y servicios de fluidos 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 regulaciones jurisdiccionales; b) agua (incluidos los sistemas de protección contra incendios), vapor, condensado de vapor, agua de alimentación de la caldera y servicios de fluidos de Categoría D según se define en ASME B31.3; c) otras clases de tuberías 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 la presión que contiene los componentes de la tubería. API 579-1 / ASME FFS-1, Fitness-For-Service 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 y estrategias de vencimiento. API 580 proporciona los elementos mínimos y recomendados básicos para desarrollar, implementar y mantener un programa de inspección basada 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 referencias sin fecha, se aplica la última edición del documento referenciado (incluidas las enmiendas). Norma API 510, Código de inspección de recipientes a presión: inspección de mantenimiento, clasificación, reparación y alteración Norma API 530, Cálculo de espesores de tubos calefactores en refinerías de petróleo. Práctica recomendada API 571, Mecanismos de daños que afectan a equipos fijos en la industria de refinación API Recomendación recomendada 572, Prácticas de inspección para recipientes a presión 3 Términos, definiciones, siglas y abreviaturas Para los fines de este documento, se aplican los siguientes términos, definiciones, acrónimos y abreviaturas. 3.1 Términos y definiciones 3.1.1 abandonado en el lugar Sistema de tuberías, circuito o secciones contiguas del mismo que cumplan con todo lo siguiente: ha sido dado de baja sin intención de uso futuro; ha sido completamente inventariado / purgado de hidrocarburos / químicos; y está físicamente desconectado (por ejemplo, sin aire) de todas las fuentes de energía y / u otras tuberías / equipos. 3.1.2 material de aleación Cualquier material metálico (incluidos los materiales m ateriales de relleno de soldadura) que co contiene ntiene 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 ferrosas o no ferrosas. NOTA Los aceros al carbono no se consideran aleaciones, a los efectos de este Código. 3.1.3 modificación Un cambio físico en cualquier componente que tenga implicaciones de diseño que afecten la capacidad que contiene presión o la flexibilidad de un sistema de tuberías más allá del alcance de su diseño original. Las siguientes no se consideran alteraciones: reemplazos comparables o duplicados y reemplazos en especie. 3.1.4 código aplicable El código, la sección de códigos u otra norma o práctica de ingeniería reconocida y generalmente aceptada para la cual se construyó el sistema de tuberías o que el propietario /
usuario o el ingeniero de tuberías considere más apropiado para la situación, incluyendo pero no limitado a última edición de ASME B31.3. 3.1.5 autorización Aprobación / acuerdo para realizar una actividad específica (por ejemplo, reparación de tuberías) antes de realizar la actividad. 3.1.6 agencia de inspección autorizada 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 con licencia o registrada para emitir seguros para sistemas de tuberías; c) un propietario o usuario de sistemas de tuberías que mantiene una organización de inspección para actividades relacionadas solo con su equipo y no para sistemas de tuberías destinados a la venta o reventa; d) una organización de inspección independiente empleada o bajo contrato con el propietario / usuario de los sistemas de tuberías que son utilizados solo 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 el sistema de tuberías se utiliza y se emplea por o bajo contrato con el propietario / usuario. 3.1.7 inspector de tuberías autorizado 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 está contratado o dirigido entonces. No se requiere que un examinador de ECM sea un iinspector nspector de tuberías autorizado. Cada vez que se utiliza el término inspector en API 570, se refiere a un inspector de tuberías autorizado. 3.1.8 tubería auxiliar Tuberías de instrumentos y maquinaria, típicamente tuberías de proceso secundario de pequeño diámetro que pueden aislarse de los sistemas de tuberías primarios pero normalmente no están aisladas. Los ejemplos incluyen líneas de descarga, líneas de aceite de sellado, líneas de analizador, líneas de equilibrio, líneas de gas de protección, desagües y respiraderos.
3.1.9 ubicaciones de monitoreo de condición CML Áreas designadas en los sistemas de tuberías donde se realizan exámenes periódicos para evaluar el estado de las tuberías. Las CML pueden contener uno o más puntos de examen y utilizar múltiples técnicas de inspección que se basan en los mecanismos de daño predichos. Las CML pueden ser un área pequeña en un sistema de tuberías, p. un 2 en. diámetro o plano 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 anteriormente se llamaban TML. 3.1.10 código de construcción El código o estándar con el que se construyó originalmente el sistema de tuberías (por ejemplo, ASME B31.3). 3.1.11 punto de contacto Las ubicaciones en las que una tubería o componente descansa sobre o contra un soporte u otro objeto que puede aumentar su susceptibilidad a la corrosión externa, al desgaste, al desgaste o a la deformación, especialmente como resultado de la humedad y / o la acumulación de sólidos en la interfaz de la tubería y el soporte miembro. 3.1.12 tolerancia de corrosión Espesor del material que excede el espesor mínimo requerido para permitir la pérdida de metal (por ejemplo, corrosión o erosión) durante la vida útil del componente de la tubería. NOTA El margen de corrosión no se utiliza en los cálculos de resistencia de diseño. 3.1.13 barrera anticorrosiva La tolerancia a la corrosión en los equipos de FRP generalmente se compone de una superficie interna y una capa interior que se especifica según sea necesario para proporcionar la mejor resistencia general al ataque químico. 3.1.14 tasa de corrosión La tasa de pérdida de metal (por ejemplo, reducción del grosor debido a la erosión, erosión / corrosión o las reacciones químicas con el medio ambiente, etc.) por mecanismos de daños internos y / o externos. 3.1.15
especialista en corrosión Una persona aceptable para el propietario / usuario que tenga conocimiento y experiencia en los procesos químicos específicos, mecanismos de degradación, selección de materiales, métodos de mitigación de corrosión, técnicas de monitoreo de corrosión y su impacto en los sistemas de tuberías. 3.1.16 corrosión bajo aislamiento (CUI) Corrosión externa de acero al carbono y tuberías de acero de baja aleación como resultado del agua atrapada bajo aislamiento. El agrietamiento externo por corrosión bajo tensión de cloruro (ECSCC) de acero inoxidable austenítico y dúplex bajo aislamiento también se clasifica como daño CUI. 3.1.17 válvulas de retención críticas Válvulas de retención en los sistemas de tuberías que se han identificado como vitales para la seguridad del proceso (ver 5.13). Las válvulas de retención críticas son aquellas que necesitan operar de manera confiable para evitar la posibilidad de eventos peligrosos o consecuencias sustanciales en caso de que se produzca un flujo inverso. 3.1.18 servicio cíclico Se refiere a las condiciones de servicio que pueden provocar una carga cíclica y producir daños o fallas por fatiga (por ejemplo, carga cíclica por presión, térmica y / o cargas mecánicas). Otras cargas cíclicas asociadas con la vibración pueden surgir de fuentes tales como impacto, 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 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 de metal / defectos / defectos que pueden afectar la integridad de los sistemas de tuberías (por ejemplo, corrosión, grietas, erosión, abolladuras y otros impactos mecánicos, físicos o químicos) . Consulte API 571 para obtener una lista completa y una descripción de los mecanismos de daños que pueden afectar los sistemas de tuberías de proceso en las industrias de procesos de refinación, petroquímica y química. 3.1.20 tasa de daño La tasa de deterioro que no sea corrosión, es decir, tasa de agrietamiento, tasa de HTHA, tasa de fluencia, etc.
3.1.21 piernas muertas Componentes de un sistema de tuberías que normalmente tienen poco o ningún flujo significativo. Algunos ejemplos incluyen ramas en blanco (cegadas), líneas con válvulas de bloqueo normalmente cerradas, líneas con un extremo en blanco, patas de soporte ficticias presurizadas, tubería de derivación de la válvula de control estancada, tubería de la bomba de repuesto, bridasrecorte niveladoras, tubería del cabezallos de respiraderos entrada y salida del dispositivo de aliviodede presión, bomba las líneas de derivación, de punto alto, los puntos muestra, los drenajes, los purgadores y las conexiones de instrumentos. Los deadlegs también incluyen tuberías que ya no se usan 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. Ver 7.13. 3.1.24 presión de diseño (de un componente com ponente de tubería) La presión en la condición más severa de presión y temperatura interna o externa coincidentes (mínima o máxima) esperada durante el servicio. Es lo mismo 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 tolerancias para 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 calificación altasecciones de los componentes. igual a la temperatura diseño definida en ASME B31.3más y otras del código, yEsestá sujeta a las mismasde reglas relacionadas con las tolerancias para variaciones de presión o temperatura o ambas. NOTA Los diferentes componentes en el mismo sistema de tuberías o circuito pueden tener diferentes temperaturas de diseño. Al establecer esta temperatura, se debe considerar la temperatura del fluido del proceso, la temperatura ambiente, las temperaturas de los medios de calentamiento / enfriamiento y el aislamiento. a islamiento. 3.1.25 fecha de vencimiento La fecha establecida por el propietario-usuario y de acuerdo con este código, según la cual una inspección, prueba, examen o recomendación de inspección vence o debe completarse. La fecha puede establecerse mediante metodologías de inspección basadas en reglas (por ejemplo, intervalos fijos, intervalo de vida media de retiro, fecha de retiro), metodologías
basadas en riesgo (por ejemplo, fecha objetivo de RBI), resultados de análisis de aptitud para el servicio, agencia de inspección de propietario-usuario prácticas / procedimientos / pautas, o cualquier combinación de los mismos. 3.1.26 punto de examen Punto de grabación 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 múltiples puntos de examen. NOTA El 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 ECM con el propósito de recopilar datos y / o funciones de control de calidad realizadas por los examinadores. NOTA Los exámenes serían típicamente aquellas acciones realizadas por el personal de NDE, inspectores de soldadura o revestimiento, pero también pueden ser realizadas por inspectores de tuberías autorizados. 3.1.28 examinador Una persona que asiste al inspector mediante la realización de una ECM específica en los componentes del sistema de tuberías y evalúa los criterios c riterios de aceptación aplicables (c (cuando uando esté calificado para hacerlo), pero no evalúa los resultados de esos exámenes de acuerdo con los requisitos API 570, a menos que esté específicamente capacitado y autorizado hacerlo 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 el revestimiento de aislamiento, las estructuras de soporte y los lo s accesorios (por ejemplo, puntales, soportes de tuberías, zapatos, perchas, instrumentos y conexiones de rama pequeña). 3.1.30 Evaluación de aptitud para el servicio Una metodología de ingeniería mediante la cual se evalúan los defectos y o otros tros deterioros / daños contenidos dentro de los sistemas de tuberías para determinar la integridad estructural de las tuberías para un servicio continuo (ver API 579-1 / ASME FFS-1).
3.1.31 adecuado Componente de tubería generalmente asociado con una conexión co nexión 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 apoyarán la combustión. Consulte NFPA 704 para obtener orientación sobre la clasificación de fluidos en 6.3.4. NOTA Algunos documentos reglamentarios incluyen definiciones separadas de inflamables y combustibles en función de su punto de inflamación. En este documento, se usa inflamable para describir ambos, y el punto de inflamación, el punto de ebullición, la temperatura de autoignición u otras propiedades se usan además para describir mejor el peligro. 3.1.33 punto de inflamabilidad 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, el punto de inflamación del diesel varía de aproximadamente 125 ° F a 200 ° F). NOTA Se requiere una fuente de ignición para causar ignición por encima del punto de inflamación, pero por debajo de la temperatura de autoignición. 3.1.34 falla Una imperfección en un sistema de tuberías generalmente detectada por NDE que puede o no ser un defecto dependiendo de los criterios de aceptación aplicados. 3.1.35 corrosión general Corrosión que se distribuye de manera más o menos uniforme sobre la superficie de la tubería, en lugar de estar localizada en la 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 la inspección / examen requerido se haya realizado y verificado. 3.1.37 imperfección Defectos u otras discontinuidades observadas durante la inspección que pueden estar sujetas a criterios de aceptación durante un análisis de ingeniería e inspección.
3.1.38 indicación Una respuesta o evidencia resultante de la aplicación de una técnica de evaluación no destructiva. 3.1.39 examinador de haz angular UT calificado en la industria Una persona que posee una calificación de haz de ángulo ultrasónico de API (por ejemplo, API QUTE / QUSE Detection and Sizing Tests) o una calificación equivalente aprobada por el propietario / usuario. NOTA Las reglas de equivalencia se definen en el sitio web API ICP. 3.1.40 punto de inyección Los puntos de inyección son ubicaciones donde se introducen agua, vapor, productos químicos o aditivos de proceso en una corriente de proceso a velocidades de flujo / volumen relativamente bajas en comparación con la velocidad de flujo / volumen de la corriente principal. NOTA Los inhibidores de corrosión, corro sión, los neutralizadores, los antiincrustantes de proceso, los demulsificadores de desalinización, los depuradores de oxígeno, los cáusticos y los lavados con agua se reconocen con mayor frecuencia que requieren atención especial en el diseño del punto de inyección. Los aditivos del proceso, los productos químicos y el agua se inyectan en las corrientes del proceso para lograr objetivos específicos del proceso. Los puntos de inyección no incluyen ubicaciones donde se unen dos flujos de proceso (ver 3.1.60, puntos de mezcla). EJEMPLO Agentes clorantes en reformadores, inyección de agua en sistemas aéreos, inyección de polisulfuro en gas húmedo craqueo c raqueo catalítico, inyecciones antiespumantes, inhibidores y neutralizadores. 3.1.41 en servicio Designa un sistema de tuberías que se ha puesto en funcionamiento en lugar de una nueva construcción antes de ser puesto en servicio o retirado. Un sistema de tuberías que actualmente no está en funcionamiento debido a una interrupción del proceso todavía se considera 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 retira del servicio o se abandona 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 no están actualmente en funcionamiento debido a una interrupción temporal del proceso, cambio u otra actividad de mantenimiento todavía se consideran "en servicio". Las tuberías de repuesto r epuesto instaladas también se consideran en
servicio; mientras que las tuberías de repuesto que no están instaladas no se consideran en servicio. 3.1.42 inspección en servicio Todas las actividades de inspección asociadas con la tubería después de que se haya puesto inicialmente en servicio pero antes de que se haya retirado. 3.1.43 inspección La evaluación externa, interna o en curso (o cualquier combinación de las tres) de la condición de la tubería realizada por el inspector autorizado o su designado. NOTA: Los examinadores pueden realizar la ECM a discreción del inspector de tuberías autorizado responsable y pasar a formar parte del proceso de inspección, pero el inspector de tuberías autorizado responsable deberá revisar y aprobar los resultados. 3.1.44 código de inspección Título acortado para este Código (API 570). 3.1.45 plan de inspección Un conjunto documentado de acciones y estrategias que detallan el alcance, el alcance, los métodos y el momento de las actividades ac tividades de inspección específicas 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 por este Código de inspección. 3.1.47 ventana operativa de integridad (IOW) Límites establecidos para las variables del proceso (parámetros) que pueden afectar la integridad del equipo si la operación del proceso se desvía de los límites establecidos durante un período de tiempo predeterminado. Ver 4.3.1.4. 3.1.48 servicio intermitente La condición de un sistema de tuberías por el cual no está en servicio de operación continua, es decir, opera a intervalos regulares o irregulares en lugar de continuamente.
NOTA Los cambios ocasionales u otras interrupciones de mantenimiento poco frecuentes en un servicio de proceso continuo no constituyen servicio intermitente. 3.1.49 inspección interna Una inspección realizada en la superficie interior de un sistema de tuberías uti utilizando lizando métodos visuales y / o NDE (por ejemplo, boroscopio). NDE en el exterior de la tubería para determinar el espesor restante no constituye una inspección interna. 3.1.50 jurisdicción Una administración gubernamental legalmente constituida que puede adoptar reglas r eglas relacionadas con los sistemas de tuberías de proceso. 3.1.51 brida de nivel El conjunto de tubería asociado con un medidor 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 que se limita a un área limitada de la superficie del metal (por ejemplo, corrosión no uniforme). 3.1.54 bloqueo y etiquetado Un procedimiento de seguridad utilizado para garantizar que las tuberías estén correctamente aisladas y no puedan energizarse o volver a ponerse en servicio antes de completar el trabajo de inspección, mantenimiento o servicio. 3.1.55 reparaciones mayores Reparaciones de soldadura que implican la extracción y reemplazo de grandes secciones de sistemas de tuberías. 3.1.56 gestión del cambio
MOC Un sistema de gestión documentado para la revisión y aprobación de cambios (tanto físicos como de proceso) a los sistemas de tuberías antes de la implementación del cambio. El proceso de MOC incluye la participación del personal de inspección que puede necesitar alterar los planes de inspección como resultado del cambio. 3.1.57 programa de verificación de material Un procedimiento documentado de aseguramiento de la calidad c alidad utilizado 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 r egistros del programa (ver API 578). 3.1.58 presión de trabajo máxima permitida MAWP La presión interna máxima permitida en el sistema de tuberías para la operación continua en la condición más severa de presión y temperatura interna o externa coincidentes (mínima o máxima) esperadas durante el servicio. Es lo mismo que la presión de diseño, como se define en ASME B31.3 y otras secciones del código, y está sujeto a las mismas reglas relacionadas con las tolerancias por variaciones de presión o temperatura o ambas. Si el sistema de tuberías se revalora, el nuevo MAWP será el MAWP revalorado. 3.1.59 espesor mínimo de alerta (grosor de la bandera) Un espesor mayor que el espesor mínimo requerido que proporciona pr oporciona una alerta temprana a partir de la cual se administra la vida útil futura de la tubería mediante una inspección adicional y una evaluación de la vida restante. 3.1.60 temperatura mínima de diseño del metal / temperatura mínima permitida MDMT / MAT La temperatura de metal más baja permitida para un material dado en un espesor específico en función de su resistencia a la fractura frágil. En el caso de MAT, puede ser una temperatura única o una envolvente de temperaturas de funcionamiento permitidas en función de la presión. Generalmente es la temperatura mínima a la que se puede aplicar una carga significativa a un sistema de tuberías como se define en el código de construcción aplicable. También se puede obtener a través de una evaluación de FitnessFor-Service. 3.1.61
espesor mínimo requerido Tmin El grosor sin tolerancia a la corrosión para cada componente de un sistema de tuberías basado en los cálculos del código de diseño apropiado y la tensión permitida del código que considera las cargas de presión, mecánicas y estructurales. NOTA Alternativamente, los espesores mínimos requeridos se pueden reevaluar mediante el análisis de Fitness-For-Service 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, o peración, inspección y / o monitoreo del proceso. 3.1.63 no conformidad Un artículo que no cumple 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 un servicio continuo. 3.1.64 límite de no presión Componentes y accesorios de, o la porción de tubería que no contiene la presión del proceso. EJEMPLO Clips, zapatos, repads, soportes, placas de desgaste, anillos de soporte de aislamiento no rígidos, etc. 3.1.65 tuberías fuera del sitio Los sistemas de tuberías no están incluidos incl uidos 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 Tubería de granja de tanques y tubería de interconexión de tubería de rack fuera de los límites de la unidad de proceso. 3.1.66 tubería en el sitio Los sistemas de tuberías incluidos dentro de los límites de la parcela de las unidades de proceso, como un hidrocraqueador, un craqueador de etileno o una unidad de crudo. 3.1.67
tubería en flujo Sistemas de tuberías que no han sido aislados y descontaminados, es decir, que todavía están conectados 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 estar vacíos, o aún pueden tener fluidos de proceso residuales y no ser 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 Las inspecciones de las 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 diferidas por un proceso de aplazamiento documentado. Ver 7.13. 3.1.70 tubería sobre el agua Tuberías ubicadas donde las fugas resultarían en descargas en arroyos, ríos, bahías, etc., lo l o que provocaría un posible incidente ambiental. 3.1.71 propietario / usuario La organización que ejerce control sobre la operación, ingeniería, inspección, reparación, alteración, prueba de presión y clasificación de los sistemas de tuberías. 3.1.72 inspector propietario / usuario Un inspector autorizado empleado por un propietario / usuario que se haya calificado mediante un examen según las disposiciones de la Sección 4 y el Anexo A. 3.1.73 tubo Un cilindro hermético a la presión utilizado para transportar, distribuir, mezclar, separar, descargar, medir, controlar o desacelerar los flujos de fluidos, o para transmitir una presión de fluido y que normalmente se denomina "tubería" en las especificaciones de material aplicables.
NOTA Los materiales designados como "tubo" o "tubo" en las especificaciones se tratan como tubería en este Código cuando están destinados al servicio de presión externo a los calentadores de combustión. Las tuberías internas a los calentadores de combustión deben cumplir con API 530. 3.1.74 tubería de piperack Procese las tuberías compatibles con puntales o traviesas consecutivas (incluidos bastidores y extensiones). 3.1.75 circuito de tuberías Una subsección de sistemas de tuberías que incluye i ncluye tuberías y componentes que están expuestos a un entorno de proceso de corrosividad similar y mecanismos de daños esperados y tiene condiciones de diseño y material de construcción similares donde, según el tipo y la tasa de daño esperados, puede razonablemente ser el mismo . NOTA 1 Las unidades de proceso complejas o los sistemas de tuberías se dividen en circuitos de tuberías para administrar las inspecciones necesarias, el análisis de datos y el mantenimiento de registros. NOTA 2 Cuando se establece el límite de un circuito de tuberías en particular, puede dimensionarse para proporcionar un paquete práctico para el mantenimiento de registros y la realización de la inspección de campo. 3.1.76 ingeniero de la tubería Una o más personas u organizaciones aceptables para el propietario / usuario que tengan conocimiento y experiencia en las disciplinas de ingeniería asociadas con la evaluación de las características mecánicas y materiales que afectan la integridad y confiabilidad de los lo s componentes y sistemas de tuberías. El ingeniero de tuberías, al consultar 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 eliminación de la sección del sistema. 3.1.78 sistema de tuberías Un conjunto de tuberías interconectadas que normalmente están sujetas a la misma (o casi la misma) composición de fluido de proceso y / o condiciones de diseño.
NOTA Los sistemas de tuberías también incluyen elementos de soporte de tuberías (por ejemplo, resortes, perchas, guías, etc.) pero no incluyen estructuras de soporte, 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 fosas. Las picaduras pueden ser altamente localizadas (incluyendo un solo hoyo) o extenderse ampliamente sobre una superficie metálica. 3.1.80 Identificación Positiva de Materiales PMI Cualquier evaluación física o prueba de un material para confirmar que el material, que ha sido o será puesto en servicio, es consistente c onsistente con el material de aleación seleccionado o especificado designado por el propietario / usuario. NOTA Estas evaluaciones o pruebas pueden proporcionar información cualitativa o cuantitativa que sea suficiente para verificar la composición nominal de la aleación (ver API 578). 3.1.81 posterior a la soldadura de tratamiento térmico PWHT Un proceso de trabajo que consiste en calentar una soldadura completa o una sección de tubería fabricada a una temperatura elevada después de completar la soldadura para aliviar los efectos perjudiciales del calor de soldadura, como la reducción de tensiones residuales, la reducción de la dureza y / o la modificación leve de las propiedades ( Ver ASME B31.3, párrafo 331). 3.1.82 límite de presión La porción de la l a tubería que contiene los elementos de la tubería de retención de presión unidos o ensamblados en sistemas de tuberías que contienen fluidos herméticos a la presión. Los componentes del límite de presión incluyen inc luyen tuberías, tubos, accesorios, bridas, juntas, pernos, válvulas y otros dispositivos, como juntas de expansión y juntas flexibles. NOTA Consulte también la definición de límite sin presión. 3.1.83 espesor de diseño de presión El espesor mínimo permitido de la pared de la tubería es necesario para mantener la presión de diseño a la temperatura de diseño.
NOTA 1 El espesor del diseño de presión se determina utilizando la fórmula del código de clasificación, incluido el espesor de refuerzo necesario. NOTA 2 El grosor del diseño de la presión no incluye el grosor de las cargas estructurales, la tolerancia a la corrosión o las tolerancias del molino y, por lo tanto, no debe usarse como el único determinante de la integridad estructural para las tuberías de proceso típicas (por ejemplo, 7.3). 3.1.84 tubería de proceso primario Procese la tubería en un servicio normal y activo que no se puede cerrar con válvula o, si se cerró con válvula, afectaría significativamente la operabilidad de la unidad. La tubería de proceso primaria generalmente no incluye tubería de pequeño diámetro o de proceso auxiliar (ver también tubería de proceso secundaria). 3.1.85 procedimientos Un documento que especifica o describe cómo se debe realizar una actividad en un sistema de tuberías, a menudo una descripción paso a paso (por ejemplo, procedimiento de reparación temporal, ho t, procedimiento NDE, etc.).procedimiento de inspección externa, procedimiento de hot hot, NOTA Un procedimiento puede incluir métodos para ser empleados, equipos o materiales para ser utilizados, calificaciones del personal involucrado y secuencia de trabajo. 3.1.86 proceso de tuberias Tuberías de hidrocarburos o químicos ubicadas en, o asociadas con una refinería o instalación de fabricación. Las tuberías de proceso incluyen tuberías, conjuntos de tanques y unidades de proceso, pero excluyen las tuberías de servicios públicos (por ejemplo, vapor, agua, ai aire, re, nitrógeno, etc.). 3.1.87 seguro de calidad Todas las acciones planificadas, sistemáticas y preventivas requeridas para determinar si los materiales, equipos o servicios cumplirán con los requisitos específicos para que la tubería funcione satisfactoriamente en servicio. Los planes de garantía de calidad especificarán las actividades y los exámenes de control de calidad 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 físicas que se llevan a cabo para verificar el cumplimiento de las especificaciones de acuerdo con el plan de garantía de calidad (por ejemplo, técnicas NDE,
inspecciones de puntos de retención, verificaciones de materiales, verificación de documentos de certificación, etc.). 3.1.89 renovación Actividad que descarta un componente, accesorio o porción de un circuito de tubería existente y lo reemplaza con materiales de repuesto nuevos o existentes de las mismas o mejores cualidades que los componentes de tubería originales. origi nales. 3.1.90 reparar El trabajo necesario para restaurar un sistema de tuberías a una condición adecuada para un funcionamiento seguro en las condiciones de diseño. NOTA Si cualquiera de los cambios restaurativos resulta en un cambio de temperatura o presión de diseño, también se cumplirán los requisitos para la recalificación. Cualquier operación de soldadura, corte o rectificado en un componente de tubería que contiene presión que no se considera específicamente una alteración se considera una reparación. Las reparaciones pueden ser temporales o permanentes (ver Sección 8). 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 calificaciones sean aceptables para el propietario / usuario de los sistemas de tuberías y que realice reparaciones o alteraciones de acuerdo con API 570, c) una organización autorizada por, aceptable o no prohibida por la jurisdicción y que realiza reparaciones de acuerdo con API 570. 3.1.92 clasificación El proceso de trabajo de hacer cálculos para establecer presiones y ttemperaturas emperaturas apropiadas para un sistema de tuberías, incluyendo presión / temperatura de diseño, MAWP, mínimos estructurales, espesores requeridos, etc. 3.1.93 revaloración 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 clasificación). NOTA Una revaloración puede consistir en un aumento, una disminución o una combinación de ambos. Reducir la capacidad por debajo de las condiciones de diseño originales es un medio para proporcionar un mayor margen de corrosión.
3.1.94 retirado del servicio Sistemas de tuberías que ya no se utilizarán para ningún servicio de proceso. 3.1.95 Inspección basada en el riesgo RBI Una evaluación de riesgos y un proceso de gestión de riesgos que se centra en la planificación de la inspección de los sistemas de tuberías por pérdida de contención en las instalaciones de procesamiento, que considera tanto la probabilidad de falla como la consecuencia de la falla debido al deterioro de los materiales de construcción. Ver 5.2. 3.1.96 exploración El movimiento de un dispositivo (visual, ultrasónico, etc.) sobre un área amplia en lugar de una lectura puntual y se utiliza para encontrar defectos / defectos (por ejemplo, la medición de espesor más delgada en una LMC o grietas en una soldadura). Consulte la guía contenida en API 574. 3.1.97 tubería de proceso secundario La tubería de proceso ubicada aguas abajo de una válvula de bloqueo que se puede cerrar con válvula sin afectar significativamente la operabilidad de la unidad de proceso se conoce comúnmente como tubería de proceso secundaria. A menudo, las tuberías de proceso secundario son tuberías de pequeño calibre (SBP). 3.1.98 tubería de pequeño calibre SBP Tubería o componentes de tubería que son menores o iguales a NPS 2. 3.1.99 interfaz suelo-aire SAI Un área en la que puede producirse corrosión externa o acelerarse en una tubería parcialmente enterrada o en una tubería enterrada cerca de donde sale del suelo. NOTA La zona de corrosión variará dependiendo de factores como la humedad, el contenido de oxígeno del suelo y la temperatura de funcionamiento. Generalmente se considera que la zona está al menos a 12 pulgadas (305 mm) por debajo de 6 pulgadas (150 mm) por encima de la superficie del suelo. La tubería que corre paralela a la superficie del suelo que está en contacto con el suelo está incluida.
3.1.100 espesor mínimo estructural Espesor mínimo requerido sin tolerancia a la corrosión, basado en las cargas mecánicas distintas de la presión que resultan en tensión longitudinal. Ver 7.6. NOTA El grosor se determina a partir de una tabla estándar o cálculos de ingeniería. No incluye espesor para tolerancia a la corrosión o tolerancias de molino. 3.1.101 reparaciones temporales Reparaciones hechas a los sistemas de tuberías con el fin de restaurar la integridad suficiente para continuar la operación segura hasta que se puedan programar y realizar reparaciones permanentes dentro de un período de tiempo aceptable para el inspector y / o 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 "reparaciones temporales" como se describe en 8.1.4.1 y 8.1.5 en este Código. 3.1.102 pruebas Procedimientos utilizados para determinar la estanqueidad a la presión, la dureza del material, la resistencia y la tenacidad de la muesca. EJEMPLO Ejemplo: Prueba de presión, ya sea que se realice hidrostáticamente, neumáticamente o una combinación de pruebas hidrostáticas / neumáticas o mecánicas. NOTA Las pruebas no se refieren a ECM utilizando técnicas como PT, MT, etc. 3.1.103 tubería de granja de tanques Procese la tubería dentro de diques de tanques o directamente asociada con un tanque de tanques. 3.1.104 tuberías de servicios públicos Tuberías sin proceso asociadas con una unidad de proceso (por ejemplo, vapor, aire, agua, nitrógeno, etc.). 3.2 Acrónimos y abreviaturas API Instituto Americano del Petróleo ASME Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos ASNT Sociedad Americana para Pruebas No Destructivas Examen ultrasónico automático AUT
Código de caldera BPVC y recipiente a presión (de ASME) Botón de monitoreo computarizado CMB Ubicación de monitoreo de condición CML Protección catódica CP Corrosión CUI bajo aislamiento, incluidas grietas por corrosión bajo tensión bajo aislamiento Transductor acústico electromagnético EMAT Grietas de corrosión por tensión de cloruro externo de ECSCC ET Eddy técnica actual FFS Fitness-for-Service Plástico reforzado con fibra de vidrio FRP Examen de onda guiada GWT HIC grietas inducidas por hidrógeno ID diámetro interior Inspección en línea de ILI Ventana operativa de integridad IOW Dibujo isométrico de inspección ISO Detección y reparación de fugas LDAR (de emisiones fugitivas) LT a largo plazo Temperatura mínima admisible de MAT Presión de trabajo máxima permitida de MAWP Temperatura mínima del metal de diseño MDMT Informes de datos del fabricante de MDR Fuga de flujo magnético MFL Gestión de cambio MOC Técnica de partículas magnéticas MT Informe de prueba de material MTR (informe de prueba de fábrica) NACE NACE International, la Sociedad de Corrosión, anteriormente Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión Examen no destructivo de ECM Tamaño nominal de tubería NPS (seguido, cuando sea apropiado, por el número de designación de tamaño específico sin un símbolo de pulgada) Diámetro exterior OD
OSHA Administración de Seguridad y Salud Ocupacional Técnica ultrasónica de matriz en fase PAUT PCC Post Comité de Construcción (de ASME) Corriente parásita pulsada PEC Identificación de material positivo PMI Registro de calificación del procedimiento PQR Dispositivo de alivio de presión PRD Examen radiográfico de perfil PRT Técnica de penetración líquida PT Tratamiento térmico posterior a la soldadura PWHT Inspección basada en el riesgo de RBI Dispositivos de identificación por radiofrecuencia RFID RT examen radiográfico (método) o radiografía Plástico termoestable reforzado RTP Interfaz aire-suelo SAI Agrietamiento por corrosión bajo tensión SCC Tubería SBP de diámetro pequeño Organización de desarrollo de estándares SDO (por ejemplo, API, ASME, NACE) ST a corto plazo SMYS especificó un límite elástico mínimo Ubicación de monitoreo de espesor TML Técnica ultrasónica UT 4 Organización de inspección del propietario / usuario 4.1 General El propietario / usuario de los sistemas de tuberías ejercerá el control del programa de inspección del sistema de tuberías, las frecuencias de inspección y el mantenimiento, y será 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 controlar las actividades relacionadas con la calificación, reparación y alteración de sus sistemas de tuberías. Ver definición de agencia de inspección autorizada. 4.2 Calificación y certificación del inspector de tuberías autorizado
Los inspectores de tuberías autorizados deberán tener educación y experiencia de acuerdo con el Anexo A de este Código de inspección. Los inspectores i nspectores de tuberías autorizados deberán estar certificados de acuerdo con las disposiciones del Anexo A. Siempre que el término inspector se use 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 de propietarios / usuarios es responsable de desarrollar, documentar, implementar, ejecutar y evaluar los sistemas de inspección de tuberías y los procedimientos de inspección que cumplan con los lo s requisitos de este Código de inspección. i nspección. Estos sistemas y procedimientos estarán contenidos en un sistema de gestión de inspección / reparación de garantía de calidad e incluirán: a) organización y estructura de informes para el personal de inspección; b) documentar y mantener procedimientos de inspección y garantía de calidad; c) documentar e informar los resultados de las inspecciones y 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) medidas correctivas 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 dibujos, cálculos de diseño y especificaciones para reparaciones, alteraciones, modificaciones y evaluaciones de FFS; j) asegurar que todos los requisitos jurisdiccionales para la inspección, reparación, alteración y revaloración de tuberías se cumplan continuamente; k) informar al inspector de tuberías autorizado cualquier cambio en el proceso que pueda afectar la integridad de la tubería; l) requisitos de capacitación para el personal de inspección sobre herramientas de inspección, técnicas y base de conocimiento técnico; m) controles necesarios para que solo se usen soldadores calificados y procedimientos para todas las reparaciones y alteraciones; n) controles necesarios para que solo se utilicen procedimientos y personal calificado de ECM; o) controles necesarios para que solo los materiales que se ajusten a la sección aplicable del Código ASME se utilicen para reparaciones y alteraciones; p) controles necesarios para que todos los equipos de medición y prueba de inspección se mantengan y calibren adecuadamente;
q) controles necesarios para que el trabajo de las organizaciones de inspección o reparación de contratos cumpla con los mismos requisitos de inspección que la organización del propietario / usuario y este Código de inspección; r) requisitos de auditoría interna para el sistema de control de calidad para dispositivos de alivio de presión; s) controles necesarios para garantizar que los inspectores tengan la agudeza visual necesaria para realizar sus tareas de inspección asignadas. 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 formado por personas experimentadas y competentes en la aplicación de este Código. El equipo de auditoría generalmente debe ser de otro sitio de planta de propietario / usuario, oficina central de la compañía o de una organización de terceros con experiencia y competente en programas de inspección de plantas de procesos de refinación y / o petroquímicos o una combinación de sitios de terceros y otros propietarios / usuarios. El equipo de auditoría 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 del propietario / usuario se están cumpliendo adecuadamente; c) existen planes de inspección i nspección documentados para los sistemas de tuberías cubiertas; d) los intervalos y el alcance de las inspecciones son adecuados para los sistemas de tuberías cubiertas; 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, modificaciones y alteraciones cumplen 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, i nforme, se deben priorizar las no co conformidades nformidades y se deben implementar acciones correctivas. Cada organización debe establecer un sistema para rastrear y completar 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 eficaz de MOC que revisará y controlará los cambios en el proceso y en el hardware. Un proceso eficaz de MOC es vital para el éxito de cualquier programa de gestión de integridad de tuberías para que el grupo de inspección pueda: 1) abordar problemas relacionados con la adecuación del diseño de la tubería de presión y la condición actual de los cambios propuestos, 2) anticipar cambios en corrosión u otros tipos de daños y sus efectos sobre la adecuación de las tuberías de
presión, y 3) actualizar el plan de inspección y los registros para tener en cuenta esos cambios. El proceso MOC debe incluir los materiales apropiados / experiencia y experiencia en corrosión para pronosticar efectivamente qué cambios podrían afectar la integridad de la tubería. El grupo de inspección debe participar en el proceso de aprobación de los cambios que puedan afectar la integridad de la tubería. Los cambios en el hardware y el proceso se incluirán en el proceso MOC para garantizar su eficacia. 4.3.1.4 Integridad de Windows operativo (IOW) El propietario / usuario debe implementar y mantener un programa efectivo para crear, establecer y monitorear la integridad de las ventanas operativas. Los IOW se implementan para evitar excesos en los parámetros del proceso que pueden tener un impacto no anticipado en la integridad del equipo a presión. Los planes e intervalos de inspección futuros se han basado históricamente en tasas de corrosión medidas previamente resultantes de condiciones de operación pasadas. Sin un programa efectivo de IOW y control de procesos, a menudo no hay advertencia de cambios en las condiciones de operación que podrían afectar los mecanismos y las tasas de daños 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 establecidos de IOW deben señalarse al personal de inspección / ingeniería para que puedan modificar o crear c rear nuevos planes de inspección dependiendo de la gravedad g ravedad 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, caudales, caudales de inyección química o de agua, 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 la integridad de las l as ventanas operativas durante los arranques, paradas y alteraciones significativas del proceso. Consulte API 584 para obtener más información sobre los problemas que pueden ayudar en el desarrollo de un programa IOW. 4.3.2 Ingeniero de tuberías El ingeniero de tuberías es responsable ante el propietario / usuario de llas as actividades relacionadas con el diseño, la revisión de ingeniería, la calificación, el análisis o la evaluación de los sistemas de tuberías y los 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 / usuario y proporcionará 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 realizan 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 cumplen los requisitos de API 570 sobre inspección, examen, control de
calidad y pruebas. El inspector estará directamente involucrado 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 extender el alcance de la inspección (con la consulta adecuada con ingenieros / especialistas), donde se justifique dependiendo de los resultados de la inspección. i nspección. Cuando se descubren no conformidades, el inspector designado es responsable de notificar al propietario / usuario de manera oportuna y de realizar las reparaciones apropiadas u otras recomendaciones mitigantes. El inspector deberá tener conocimiento de los tipos de daños en el 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 tener conocimiento en RP 580 donde RBI está en uso. El inspector podrá usar la guía contenida en estos RP para cumplir con los requisitos y / o expectativas en este Código. El inspector de tuberías autorizado puede recibir asistencia en la realización de inspecciones visuales por parte de otras personas debidamente capacitadas y calificadas, que pueden o no ser inspectores de tuberías certificados (por ejemplo, examinadores y personal operativo). El personal que realiza ECM debe cumplir con las calificaciones identificadas en 4.3.5, pero no es necesario que sean inspectores de tuberías autorizados. Sin S in embargo, todos los resultados del examen serán evaluados y aceptados por el inspector de tuberías autorizado. Consulte la definición de un inspector de tuberías autorizado. 4.3.5 Examinadores El examinador realizará la ECM de acuerdo con los requisitos del trabajo. Ver definición de 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 deberá estar capacitado y ser competente en los procedimientos de ECM que se utilizan y el propietario / usuario puede exigirle que demuestre su competencia mediante la certificación certificaci ón de dichos procedimientos. Entre los ejemplos de otras certificaciones que se pueden requerir se incluyen ASNT SNT SNT-TC-1A -TC-1A [2], ASNT CP-189 [2] y AWS QC1 [2]. Inspectores que realizan sus Los exámenes propios con técnicas NDE también deberán estar debidamente calificados de acuerdo con los requisitos del propietario / usuario y los estándares apropiados de la industria. 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 deberán estar disponibles para el inspector. 4.3.6 Otro personal El personal de operación, mantenimiento, ingeniería (proceso y mecánico) u otro personal que tenga conocimientos o experiencia especiales relacionados con sistemas de tuberías particulares será responsable de la notificación oportuna al inspector y / o ingeniero de los problemas que pueden afectar la integridad de la tubería, 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 definida (IOW); c) cambios en la fuente de materia prima y otros fluidos del proceso que podrían aumentar las tasas de corrosión relacionadas con el proceso o introducir nuevos mecanismos de daño;
d) fallas en las tuberías, acciones de reparación realizadas e informes de análisis de fallas; e) métodos de limpieza y descontaminación utilizados u otros procedimientos de mantenimiento que puedan afectar la integridad de la tubería y el equipo; f) informes de las experiencias de otras plantas que han llamado su atención con respecto a tuberías de servicio similares y fallas de equipos asociados; g) cualquier condición inusual que pueda desarrollarse (p. ej., ruidos, fugas, vibraciones, movimientos, daños en el aislamiento, deterioro de la tubería externa, deterioro de la estructura de soporte, corrosión significativa de los pernos, etc.). h) cualquier evaluación de ingeniería, incluidas las evaluaciones de FFS, que pueda requerir acciones actuales o futuras para mantener la integridad mecánica hasta la próxima inspección. 5 Prácticas de inspección, examen y prueba de presión 5.1 Planes de inspección 5.1.1 Sistematización y circuitería de tuberías Para desarrollar planes de inspección (incluyendo alcance, frecuencia, técnicas y ubicación), las tuberías de las instalaciones deben desglosarse en sistemas y circuitos de tuberías. Los sistemas de tuberías se pueden definir en un nivel ni vel PFD (diagrama de flujo del proceso), sin embargo, los circuitos de tuberías a menudo se definen en el nivel P&ID (diagrama de proceso e instrumentación). Los mecanismos de daño potencial son principalmente una función del proceso / condiciones de operación, el material de construcción y el diseño mecánico. La definición de sistemas y circuitos basados en mecanismos de daños potenciales 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 a la ubicación general de los mecanismos de daños dentro de la unidad de proceso. Los sistemas de tuberías generalmente tienen características comunes como uno o más de los siguientes: a) intención del proceso (por ejemplo, sistema de reflujo) b) esquema de control del proceso (por ejemplo, temperatura / punto final), c) composición de la corriente del proceso, d) condiciones operativas de diseño, e) conjunto similar o relacionado de IOW. Los sistemas de tuberías pueden contener (o pasar) uno o más elementos del equipo (por ejemplo, intercambiadores, bombas) y típicamente contendrán uno o múltiples m últiples circuitos de tuberías. Los sistemas y circuitos de tuberías desarrollados a partir de mecanismos de daños esperados / identificados permiten el desarrollo de planes de inspección concisos y forman la base para un mejor análisis de datos. La circuiterización 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 tienen 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 establecerá un plan de inspección para todos los sistemas y / o circuitos de tuberías y dispositivos de alivio de presión asociados dentro del alcance de este Código. El plan de inspección será desarrollado por el inspector y / o ingeniero. Se debe consultar a un especialista en corrosión para identificar / aclarar mecanismos de daño potencial y ubicaciones específicas donde pueda ocurrir degradación, especialmente donde puedan estar involucrados mecanismos localizados de corrosión o grietas. Se debe consultar a un especialista en corrosión cuando se desarrollen los planes de inspección para sistemas de tuberías que operan a temperaturas elevadas [superiores a 400 ° C (750 ° 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 actuales o posibles de mecanismos de daño. Los métodos y el alcance de las ECM se eval evaluarán uarán para asegurar que puedan identificar adecuadamente el mecanismo de daño y la gravedad del daño. Subdividir los sistemas de tuberías en circuitos sujetos a mecanismos de daños comunes facilita llaa selección de las técnicas de inspección más adecuadas para encontrar el daño que es más probable que ocurra en el circuito de tuberías. Exámenes se programará a intervalos que consideren: a) tipo de daño (ver API 571), 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 IOW; h) registros MOC que pueden 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 en la Sección 2. Los planes de inspección se revisarán y modificarán según sea necesario cuando se identifiquen variables que puedan afectar los mecanismos de daño y / o las tasas de deterioro, como las contenidas en la inspección informes o gestión de documentos de cambio. Consulte API 574 para obtener más información sobre el desarrollo de planes de inspección. 5.1.3 Contenido mínimo de un plan de inspección El plan de inspección debe contener las tareas de inspección y el cronograma requerido para monitorear los mecanismos de daños identificados y asegurar la integridad de la presión de los sistemas de tuberías. El plan debe:
a) definir el tipo o tipos de inspección necesarios (por ejemplo, interno, externo, en funcionamiento, no intrusivo); b) identificar la próxima fecha de inspección para cada tipo de inspección; c) describir los métodos de inspección y las técnicas de ECM; d) describa el alcance y la ubicación de la inspección i nspección y ECM en las CML; e) describa los requisitos de limpieza de la superficie necesarios para la inspección y los exámenes para cada tipo de inspección; f) describa los requisitos de cualquier prueba de presión necesaria (por ejemplo, tipo de prueba, presión de prueba, temperatura de prueba y duración); g) describa cualquier reparación requerida si se conoce o se planificó previamente antes de la próxima inspección. h) describa los tipos t ipos de daños anticipados o experimentados en los sistemas de tuberías; i) definir la ubicación del daño esperado; j) definir cualquier acceso especial y preparación necesaria. 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 plan debe ser fácilmente accesible desde los sistemas de datos de inspección. 5.2 RBI 5.2.1 General Se puede usar un análisis RBI para determinar los intervalos de inspección o las fechas de vencimiento y el tipo y alcance de futuras inspecciones / exámenes. El análisis RBI, cuando se realiza de acuerdo con API 580, debe incluir todos los elementos de planificación de inspección mencionados en API 580, Sección 5.2. Cuando el propietario / usuario elige realizar una evaluación RBI, debe incluir una evaluación sistemática tanto de la probabilidad como de 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 (ambos POF y COF) y para desarrollar planes de inspección que sean consistentes con los elementos clave definidos en API 580. Identificar y evaluar los posibles mecanismos de daño, el estado actual del equipo y la efectividad de las inspecciones pasadas son pasos importantes para evaluar la probabilidad de falla de la tubería. Identificar y evaluar los fluidos del proceso, las posibles lesiones, el daño ambiental, el daño del equipo y el tiempo de inactividad del equipo son pasos importantes para evaluar las consecuencias de la falla de la tubería. La identificación de ventanas operativas de integridad para variables de proceso clave es un complemento importante para RBI (ver 4.3.1.4). 5.2.2 Evaluación de probabilidad La evaluación de probabilidad se realizará de acuerdo con los requisitos de API 580 y se basará en todas las formas de daños que razonablemente podrían afectar el equipo en cualquier
servicio en particular. Además, se evaluará la efectividad de las prácticas de inspección, herramientas y técnicas utilizadas para encontrar los mecanismos de daño potencial. Otros factores que deben considerarse en una evaluación de probabilidad incluyen: a) adecuación de los materiales de construcción para los mecanismos de daño; b) condiciones de diseño del equipo, en relación con las condiciones de operación; c) adecuación de los códigos y estándares de diseño utilizados; d) efectividad de los programas de monitoreo de corrosión; e) la calidad de los programas de control de calidad / control de calidad de mantenimiento e inspección; f) tanto la retención de presión como los requisitos estructurales; g) condiciones de operación pasadas y proyectadas y revisión de posibles incrustaciones, ya que impacta los mecanismos de daño; h) historial mecánico / de corrosión o falla anterior del sistema / circuito de tuberías; i) revisión del historial de inspección. 5.2.3 Evaluación de consecuencias La consecuencia de una liberación depende del tipo y la cantidad de fluido del proceso contenido en el equipo. La evaluación de la consecuencia debe estar de acuerdo con los requisitos de API 580 y debe considerar los posibles incidentes que pueden ocurrir como resultado de la liberación de líquido, el tamaño de una posible liberación y el tipo de 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 al equipo, que pueden incluir: efectos sobre la salud, impacto ambiental, daño adicional al equipo y tiempo de inactividad o desaceleración del proceso. 5.2.4 Documentación Es esencial que todas las evaluaciones RBI se documenten a fondo 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 lo s 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 y ECM más apropiados; b) el grado de ECM (por ejemplo, porcentaje de equipo a examinar); c) el intervalo o la fecha de vencimiento para las inspecciones internas (cuando corresponda), externas y en curso; d) la necesidad de realizar pruebas de presión después de que haya ocurrido un daño o después de que se hayan completado las reparaciones / alteraciones; e) los pasos de prevención y mitigación para reducir la probabilidad y consecuencia de la falla del equipo. (por ejemplo, reparaciones, cambios en el proceso, inhibidores, etc.).
5.2.5 Frecuencia de las evaluaciones RBI Cuando se utilizan evaluaciones RBI para establecer intervalos de inspección de equipos o fechas de vencimiento, la evaluación se actualizará después de cada inspección de equipos como se define en API 580 Sección 15. La evaluación RBI se actualizará al menos cada 10 años o con más frecuencia si el proceso o el hardware cambian se realizan, o después de 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 e inspector. 5.3 Preparación para la inspección 5.3.1 General Se deben incluir precauciones de seguridad al preparar sistemas de tuberías para actividades de inspección y mantenimiento para eliminar la exposición a fluidos peligrosos, fuentes de energía y riesgos físicos. Regulaciones [p. los administrados por la Administración de Seguridad y Salud Ocupacional de los EE. UU. (OSHA)] rigen r igen 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 i nstalar persianas (espacios en blanco) y probar la estanqueidad deben ser una parte integral de las prácticas de seguridad para las conexiones con bridas. Se deben tomar las precauciones de seguridad adecuadas antes de abrir cualquier sistema de tuberías. En general, la sección de tubería que se abrirá debe aislarse de todas las fuentes de líquidos, l íquidos, 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 que son responsables. En particular, deben revisar los resultados de la inspección previa del sistema de tuberías, reparaciones previas, plan de inspección actual y / u otras inspecciones de servicio similares. Además, es aconsejable determinar el historial operativo reciente que pueda 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. 5.4 Inspección de los tipos y ubicaciones de los modos de daños por deterioro y falla 5.4.1 Tipos de daños en el sistema de tuberías API 571 describe mecanismos comunes de daños y técnicas de inspección para identificarlos. Algun ejemplo Los mecanismos aplicables a los sistemas de tuberías de proceso son los siguientes: a) Pérdida de metal general y localizada: 1) sulfuración y alta temperatura H
2) oxidación; consulte API 571 Sección 4.4.1; corrosión 2S / H2; consulte API 571 Secciones 4.4.2 y 5.1.1.5 y API 939-C; 3) corrosión inducida microbiológicamente (MIC); consulte API 571 Sección 4.3.8; 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 enfriamiento; consulte API 571 Sección 4.3.4; 10) corrosión del condensado de agua de la caldera; consulte API 571 Sección 4.3.5; 11) corrosión del suelo; consulte API 571 Sección 4.3.9; 12) corrosión de cloruro y bisulfuro de amonio; consulte las Secciones 5.1.1.2 y 5.1.1.3 de la API 571; 13) corrosión por dióxido de carbono; consulte API 571 Sección 4.3.6. b) Grietas conectadas 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 estrés con 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) Grietas subsuperficiales: 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. 5.1.2.3 . d) Formación de micro-fisuras / micro-huecos a alta temperatura y eventual macro-craqueo: 1) ataque de hidrógeno a alta temperatura; consulte API 941, Sección 6; 2) fluencia / ruptura de tensión; consulte API 571 Sección 4.2.8. e) Cambios metalúrgicos: 1) grafitización; consulte API 571 Sección 4.2.1; 2) fragilidad del genio; consulte API 571 Sección 4.2.3; 3) fragilización por hidrógeno; consulte API 571 Sección 4.5.6. f) Ampollas:
1) ampollas de hidrógeno; consulte API 571 Sección 5.1.2.3. La presencia o el potencial de daños 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 posibles defectos y mecanismos de daño asociados con el equipo que se está inspeccionando. La información detallada sobre los mecanismos de daños comunes (factores críticos, apariencia y técnicas típicas de inspección y monitoreo) se encuentra en API 571 y otras fuentes de información sobre los mecanismos de daños incluidos en la bibliografía. Las prácticas de inspección recomendadas adicionales para tipos específicos de mecanismos de daños se describen en API 574. 5.4.2 Áreas de deterioro para sistemas de tuberías Cada propietario / usuario debe prestar atención específica a la necesidad de inspeccionar los sistemas de tuberías que son susceptibles a los siguientes tipos específicos y áreas de deterioro: a) puntos de inyección y puntos de mezcla, b) piernas muertas, c) CUI incluyendo inspección ECSCC, d) Interfaces suelo-aire y corrosión del suelo de tuberías enterradas. e) servicio específico y corrosión localizada, f) erosión y corrosión / erosión, g) grietas ambientales, h) corrosión debajo de revestimientos y depósitos, i) agrietamiento por fatiga, j) grietas por fluencia, k) daño por congelación, l) punto de contacto corrosión. NOTA La fractura frágil no se mitiga normalmente mediante inspección, pero el propietario / usuarios deben ser conscientes del potencial de fractura frágil para algunos materiales de construcción expuestos a condiciones específicas de temperatura y estrés y gestionar el riesgo de manera adecuada (por ejemplo, gestionar 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 General Los diferentes tipos de inspección y vigilancia son apropiados según las circunstancias y el sistema de tuberías.
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 espesor, d) varios exámenes de ECM, e) inspección visual externa, f) inspección de tuberías vibratorias, g) inspección suplementaria. 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 i nspecciones visuales internas para sistemas tales como líneas de transferencia de gran diámetro, conductos, líneas de catalizador u otros sistemas de tuberías de gran diámetro. Dichas inspecciones i nspecciones 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, los pernos y las tuercas en busca de signos de deterioro. Quitar 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 curso realizado por un examinador deberá ser autorizado y aprobado por el inspector. Cuando se especifiquen inspecciones en curso del límite l ímite de presión, se diseñarán para detectar los mecanismos de daños identificados en el plan pl an de inspección. La inspección puede incluir varias técnicas de ECM para verificar varios tipos de daños que pertenecen al circuito como se identifica durante la planificación de la inspección. Las técnicas utilizadas en las inspecciones en la corriente se eligen por su capacidad para identificar mecanismos de daños particulares desde el exterior y sus capacidades para funcionar en las l as condiciones en la corriente del sistema de tuberías (por ejemplo, temperaturas del metal). La inspección de medición de espesor externo descrita en 5.6.2 puede ser parte de una inspección en curso.
Existen limitaciones inherentes cuando se aplican técnica técnicass externas de ECM que intentan localizar daños en el interior de los componentes de la tubería. Los problemas que pueden afectar esas limitaciones incluyen: a) tipo de material de construcción (aleación); b) soldaduras; c) uniones de tuberías, boquillas, monturas de soporte, placas de refuerzo; d) revestimiento interno o revestimiento; e) acceso físico y temperatura del equipo; f) limitaciones inherentes a la técnica NDE seleccionada para detectar el mecanismo de daño; g) tipo de mecanismo de daño (por ejemplo, picaduras versus adelgazamiento general de la pared). API 574 proporciona más información sobre la inspección del sistema de tuberías y debe aplicarse cuando se realizan inspecciones de tuberías en la corriente. 5.5.4 Inspección de medición de espesor y varios exámenes NDE Las mediciones 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 de tuberías. Las medidas de espesor deben ser obtenidas o btenidas por el inspector o el examinador en la dirección del inspector. El propietario / usuario se asegurará de que todas las personas que realizan mediciones de espesor estén capacitadas y calificadas c alificadas de acuerdo con el procedimiento aplicable utilizado durante el examen. Normalmente se toman medidas de espesor mientras la tubería está en funcionamiento. El monitoreo del espesor en la corriente es una buena herramienta para monitorear la corrosión y evaluar el daño potencial debido a cambios en el proceso o en el funcionamiento. El inspector debe consultar con un especialista en corrosión cuando la tasa de corrosión a corto plazo cambie significativamente sig nificativamente de la tasa identificada previamente para determinar la causa. Las respuestas apropiadas a las tasas de corrosión aceleradas pueden incluir, obtener lecturas de espesor de UT adicionales, usar RT de perfil en lugar de, o complementar lecturas de UT, realizar exploraciones de UT en áreas sospechosas, realizar otro monitoreo de corrosión cor rosión / proceso, revisar cambios en operaciones o peraciones / procesos, hacer revisiones al plan de inspección de tuberías y tratamiento de no conformidades. co nformidades. Las técnicas de examen de detección (p. Ej., Examen de onda guiada, EMAT, onda de Lamb) generalmente se limitan a los resultados de datos cualitativos (es decir, porcentaje volumétrico de pérdida de pared, versus valores de espesor discretos reales). Si se usan, se considera que las técnicas de examen ex amen de detección cumplen con los requisitos para la inspección de medición de espesor, siempre que se usen de forma complementaria a un plan de inspección que también incluya un examen cuantitativo periódico técnicas para establecer datos de grosor real de referencia, o para probar los resultados del examen de la técnica de detección realizados a intervalos apropiados. Consulte API 574, Tercera edición, Sección 10.2, Medición de espesor, para obtener orientación adicional en la realización de mediciones ultrasónicas de espesor.
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, y el hardware asociado; y para verificar si hay signos de desalineación, vibración y fugas. Cuando se observa la acumulación de productos de corrosión u otros desechos en las áreas de contacto del soporte de la tubería, puede ser necesario levantar la tubería de dichos soportes para una inspección exhaustiva. Al levantar la tubería que está en funcionamiento, se debe tener especial cuidado y puede ser necesario consultar con un ingeniero. Según el tipo / configuración de soporte, se pueden utilizar técnicas de detección tales como pruebas de ondas guiadas / EMAT o inspecciones de ondas Lamb para localizar loc alizar áreas de interés para la inspección de seguimiento utilizando técnicas NDE más cuantitativas. Los usuarios de técnicas de detección deben ser conscientes de la posibilidad de que algunas de esas técnicas puedan perder corrosión localizada significativa. Se pueden realizar inspecciones externas de las tuberías cuando el sistema de tuberías está en funcionamiento. Consulte API 574 para obtener información sobre la realización de inspecciones externas. Las inspecciones externas de tuberías pueden incluir inspecciones CUI según 5.6.5. Las inspecciones externas incluirán encuestas sobre el estado de los soportes y soportes de tuberías. Se deben informar y corregir instancias de perchas rotas o rotas, "tocar fondo" de los soportes de resorte, zapatas de soporte desplazadas de los miembros de soporte u otras condiciones de sujeción inadecuadas. Las patas falsas de soporte vertical también se deben verificar para confirme que no se hayan llenado con agua que está causando corrosión externa de la tubería de presión o corrosión interna de la pata de soporte. Las patas falsas de soporte horizontal también deben verificarse para determinar que los ligeros desplazamientos de la horizontal no estén causando trampas de humedad contra la superficie externa de los componentes activos de la tubería. Las juntas de expansión del fuelle deben inspeccionarse visualmente vi sualmente para detectar deformaciones inusuales, desalineación, rotación angular excesiva y desplazamientos que pueden exceder el diseño. En algunos casos en los que se han uti utilizado lizado fuelles de dos capas, el espacio anular entre el fuelle interno y el externo debe probarse a presión y / o controlarse para detectar fugas. Otros componentes de tubería no estándar (por ejemplo, mangueras flexibles) pueden tener diferentes mecanismos de degradación (ver API 574). 574) . Es posible que sea necesario consultar a ingenieros especializados o fuentes de datos del fabricante para desarrollar planes de inspección i nspección válidos para estos componentes. El inspector debe examinar el sistema de tuberías en busca de modificaciones en el campo o reparaciones temporales que no se hayan registrado previamente en los planos y / o registros de las 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), modificaciones (mangueras flexibles) o válvulas de especificación incorrecta. Los componentes roscados y otras piezas de carrete con bridas que se pueden quitar y reinstalar fácilmente merecen especial atención debido a su mayor potencial para la instalación de materiales de construcción incorrectos. La inspección externa periódica solicitada en normalmente de debe ser realizada por el de inspector, quien también será responsable del6.4 mantenimiento registros y la inspección reparación. Los examinadores calificados, el personal de operación o mantenimiento también
pueden realizar inspecciones externas, cuando sea aceptable para el inspector. En tales casos, las personas que realicen inspecciones externas de tuberías de acuerdo con API 570 serán calificadas mediante una cantidad adecuada de capacitación. Además de estas inspecciones externas programadas que están documentadas en los registros de inspección, es beneficioso para el personal que frecuenta el área informar un deterioro o cambios al inspector (consulte API 574 para ver ejemplos de dicho deterioro). Durante la inspección externa, se debe prestar especial atención a las soldaduras de lo loss accesorios (por ejemplo, placas de refuerzo y clips) en busca de grietas, corrosión u otros defectos. Cualquier signo de fuga debe investigarse i nvestigarse para que se puedan establecer las fuentes. Normalmente, los agujeros de drenaje en las placas plac as de refuerzo (re-almohadillas) deben permanecer abiertos para proporcionar evidencia visual de fuga. Si los orificios de drenaje se tapan para excluir la humedad, no se taparán con material capaz de mantener la presión detrás de la placa de refuerzo a menos que las evaluaciones de aptitud 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 Tuberías vibratorias y vigilancia de movimiento de línea El personal operativo debe informar las tuberías vibratorias o oscilantes al personal de ingeniería o inspección para su evaluación. Se debe informar la evidencia de un movimiento significativo de la línea que podría haber resultado del martillo líquido (por ejemplo, tubería desplazada de la ubicación normal / diseñada del soporte de la tubería), golpeteo de líquido en las líneas de vapor, expansión térmica anormal o de otras o tras fuentes, como compresores alternativos grandes. En los lugares donde los sistemas de tuberías vibrantes están restringidos para resistir las tensiones dinámicas de la tubería (tales ( tales como zapatas, anclajes, guías, puntales, amortiguadores, perchas), se debe considerar la MT o PT periódica para verificar la aparición de grietas por fatiga. Las conexiones de derivación deben recibir atención especial, especialmente las tuberías de diámetro pequeño sin refuerzo conectadas a la tubería vibratoria. Sin embargo, la fatiga generalmente se considera un mecanismo relacionado con c on el diseño. Una vez que se inicia una grieta, puede crecer a tasas desconocidas y la inspección por sí sola no se puede utilizar para controlar el riesgo de falla. Por lo general, en el momento en que se detecta una grieta por fatiga, se ha consumido aproximadamente el 80% de la vida útil y puede ocurrir una falla antes del próximo ciclo de inspección programado sin una cuidadosa evaluación / análisis de ingeniería. 5.5.7 Inspección suplementaria Se pueden programar otras inspecciones según corresponda co rresponda o sea necesario. Los ejemplos de tales inspecciones incluyen el uso periódico de radiografía y / o termografía para verificar si hay incrustaciones o taponamiento interno, termografía para verificar si hay puntos calientes en los sistemas con revestimiento refractario, inspecciones adicionales después de las alteraciones informadas de la unidad de proceso, verificar la exactitud de los datos medidos previamente, inspección para el medio ambiente grietas y cualquier otro mecanismo de daños específicos de tuberías. La emisión acústica, la detección de fugas acústicas y la termografía se pueden utilizar para la detección y vigilancia remota de fugas. Las áreas susceptibles a la erosión localizada o la corrosión por erosión deben inspeccionarse mediante inspección visual
internamente 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 General Las 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 la posibilidad de mecanismos de daños específicos del servicio; p.ej. corrosión localizada, como se describe en API 574 y API 571. Los ejemplos de diferentes condiciones a ser monitoreadas en CML incluyen espesor de pared, agrietamiento por tensión, CUI y ataque de hidrógeno a alta temperatura. 5.6.2 Monitoreo CML Cada sistema de tuberías debe ser monitoreado en CML colocadas co locadas apropiadamente. Los circuitos de tuberías sujetos a tasas de corrosión más altas o corrosión localizada normalmente tendrán más CML y serán monitoreados con mayor frecuencia. El espesor mínimo medido en una CML puede localizarse mediante exploración ultrasónica o radiografía de perfil. Las técnicas electromagnéticas también se pueden utilizar para identificar áreas delgadas que luego se pueden medir por UT o radiografía. Cuando se realiza con UT, el escaneo consiste en tomar varias mediciones de grosor en la CML en busca de adelgazamiento localizado. La lectura más delgada o un promedio de varias lecturas de medición tomadas dentro del área de un punto de examen se registrará y usará para calcular las tasas de corrosión, la vida restante y la próxima fecha de inspección de acuerdo con la Sección 7. Cuando sea apropiado, las mediciones de espesor deben incluir mediciones en cada uno de los cuatro cuadrantes en las tuberías y 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 / daño se determinará a partir de mediciones sucesivas y se establecerá adecuadamente el siguiente intervalo de inspección. Las tasas de corrosión, la vida restante y los siguientes intervalos de inspección deben calcularse para determinar el componente limitante de cada circuito de tubería. Para tuberías sistematizadas / circuitoizadas, las tasas de corrosión y la vida restante pueden determinarse estadísticamente según el párrafo 6.5.3. Las CML deben establecerse para áreas con CUI continua, corrosión en las interfaces SAI, inmediatamente aguas arriba y aguas abajo de los cambios en el material de la tubería (por ejemplo, rupturas de especificaciones) u otras ubicaciones de corrosión localizada potencial, así como para general, corrosión uniforme. Las CML deben estar marcadas en los planos de inspección. El sistema de tuberías también puede marcarse para permitir mediciones repetitivas en los mismos lugares. Este procedimiento de registro proporciona datos para una determinación más precisa de la velocidad de corrosión. La tasa de corrosión / daño se determinará a partir de mediciones sucesivas y el siguiente intervalo de inspección i nspección establecido adecuadamente en función de la vida restante o el análisis RBI. 5.6.3 Asignación de CML
Las CML deben distribuirse adecuadamente en cada circuito de tuberías. Las CML pueden eliminarse o reducirse el número bajo ciertas circunstancias cuando el mecanismo de daño esperado no dará como resultado una pérdida de la pared u otras formas de deterioro, como tuberías de lado frío de plantas de olefinas, tuberías de amoníaco anhidro, productos de hidrocarburos limpios no corrosivos o aleaciones de alta aleación. tubería para la pureza del producto. En circunstancias donde las CML se reducirán o eliminarán sustancialmente, se debe consultar a un especialista en corrosión. Al seleccionar o ajustar el número y la ubicación de las CML, el inspector debe tener en cuenta los patrones de corrosión que se esperarían y que se hayan experimentado en la unidad de proceso. Una decisión sobre el tipo, el número y la ubicación de las CML debe considerar los resultados de inspecciones previas, los patrones de corrosión y daños que se esperan y las posibles consecuencias de la pérdida de contención. Las CML deben distribuirse adecuadamente sobre el sistema de tuberías para proporcionar proporcio nar una cobertura de monitoreo adecuada de los principales componentes y boquillas. Las mediciones de espesor en las CML están destinadas a establecer tasas de corrosión general y localizada en diferentes di ferentes 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 petroquímicas son de naturaleza relativamente uniforme, lo que resulta en una tasa bastante constante de reducción de la pared de la tubería, independiente de la ubicación dentro del circuito de la tubería, ya sea axial o circunferencialmente. Ejemplos de tales fenómenos de corrosión incluyen corrosión por sulfuración (siempre ( siempre que sea una fase líquida uniforme sin ácido nafténico y el circuito de tuberías no contenga CS con bajo contenido de silicio, ver 5.12 5 .12 y API 939-C) y corrosión por agua agria (siempre que las velocidades no sean alto como para causar corrosión / erosión local de codos, tes y otros artículos similares). En estas situaciones, la cantidad de CML requeridas para monitorear un circuito será menor que la requerida para monitorear circuitos sujetos a una pérdida de metal más localizada. En teoría, un circuito sujeto a corrosión perfectamente uniforme podría monitorearse adecuadamente con una sola LMC. En realidad, la corrosión c orrosión rara vez es realmente uniforme y, de hecho, puede estar bastante localizada, por lo que se pueden requerir CML adicionales. Los inspectores deben usar su conocimiento (y el de otros) 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 histórico adecuados para un circuito y los datos se hayan validado para garantizar que sea representativo 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 restante. Se deben seleccionar más CML para sistemas de tuberías corrosivos con cualquiera de la lass siguientes características: a) mayor potencial para crear una emergencia de seguridad o ambiental en caso de fuga; b) mayores tasas de corrosión esperadas o experimentadas; c) mayor potencial de corrosión localizada; d) mayor complejidad en términos de accesorios, ramas, deadlegs, puntos de inyección y otros artículos similares;
e) mayor potencial para CUI; f) mayor variabilidad de la tasa de corrosión (o espesor); g) relaciones más altas de tasa corta / larga (o máxima / media); h) mayor grado de variabilidad del proceso (parámetros del proceso que afectarán la corrosión localizada); i) circuitos con ambientes de corrosión que han experimentado fallas inesperadas en la instalación o en cualquier otro lugar de la industria. Se pueden seleccionar menos CML para sistemas s istemas de tuberías con cualquiera de las sig siguientes uientes tres características: a) bajo potencial para crear una emergencia de seguridad o ambiental en caso de fuga; b) sistemas de tuberías relativamente no corrosivos; c) sistemas de tuberías largos y rectos. Las CML se pueden eliminar para sistemas de tuberías con cualquiera de las siguientes características: a) potencial extremadamente bajo para crear c rear una emergencia de seguridad o ambiental en caso de fuga; b) sistemas no corrosivos, como lo demuestra la historia o un servicio similar; y c) los sistemas no están sujetos a cambios que puedan causar cor corrosión rosión como lo demuestran los antecedentes y / o revisiones periódicas. Cada CML debe tener al menos uno o más puntos de examen identificados. Ejemplos incluyen: a) ubicaciones marcadas en tuberías no aisladas con plantillas de pintura, plantillas de metal o adhesivos; b) agujeros cortados en el aislamiento y tapados con cubiertas; c) cubiertas de aislamiento temporales para boquillas de accesorios, etc .; d) isométricos o documentos que muestran CML; e) dispositivos de identificación por radiofrecuencia (RFID); f) botones de monitoreo computarizado (CMB). La identificación cuidadosa de los CML y los puntos de examen son necesarios para mejorar la precisión y la repetibilidad de los datos. Se debe consultar a especialistas en corrosión acerca de la ubicación y el número apropiados de CML para los sistemas de tuberías susceptibles a la corrosión o grietas localizadas, o en circunstancias en las que las CML se reducirán o eliminarán sustancialmente. 5.7 Métodos de monitoreo de condición 5.7.1 UT y RT
La sección V de ASME BPVC, el artículo 23 y la sección SE-797 brindan orientación para realizar mediciones de espesor por ultrasonidos. Se prefieren las técnicas técni cas de perfil radiográfico para diámetros de tubería de NPS 1 y menores. PRT se prefiere para SBP donde la medición digital de espesor por ultrasonidos (DUT) no es muy confiable. PRT es muy a menudo la técnica de elección en NPS 8 y menores cuando se sospecha corrosión localizada. Las mediciones de espesor por ultrasonidos tomadas en tuberías de pequeño diámetro pueden requerir equipos especializados (por ejemplo, transductores en miniatura y / o zapatas curvas, así como c omo bloques de calibración de diámetro específico); sin embargo, Profile RT es típicamente el método de elección para mediciones de espesor 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, UT se puede utilizar para obtener el grosor real de las áreas a registrar. Después de las lecturas ultrasónicas en las CML, se recomienda la reparación adecuada del aislamiento y el revestimiento de aislamiento del clima para reducir el potencial de CUI. Las técnicas de perfil radiográfico, que no requieren la eliminación del aislamiento, pueden considerarse como una alternativa. Consulte API 574 para obtener información adicional sobre los métodos de monitoreo de espesores para tuberías. Cuando la corrosión en un sistema de tuberías no es uniforme o el espesor restante se acerca al espesor mínimo requerido, se puede requerir una medición adicional del espesor. La radiografía y la exploración ultrasónica son los métodos preferidos en tales casos. Cuando se toman mediciones ultrasónicas por encima de 150 ° F (65 ° C), se deben usar instrumentos, acoplamientos y procedimientos que den como resultado mediciones precisas a las temperaturas más altas. Si el procedimiento no compensa las temperaturas más altas, las mediciones deben ajustarse según el factor de corrección de temperatura apropiado. Los inspectores deben conocer las posibles fuentes de inexactitudes i nexactitudes de medición y hacer todo lo posible para eliminar su ocurrencia. Como regla general, cada una de las técnicas de ECM 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 (por ejemplo, colocación de superficie curva, orientación de la sonda de paso / captura); e) defectos del material subsuperficial, tales como laminaciones; f) efectos de temperatura [a temperaturas superiores a 150 ° 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 incorrecto de la sonda a la superficie (demasiado o muy poco acoplamiento). Además, debe tenerse en cuenta que el patrón de corrosión puede ser no uniforme. Para que las determinaciones de la tasa de corrosión sean válidas, es importante que las mediciones en el punto más delgado se repitan lo más cerca posible de la misma ubicación. 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, se pueden tomar medidas de espesor a través de las aberturas utilizando calibradores. Las pinzas son útiles para determinar espesores aproximados de piezas fundidas, piezas forjadas y cuerpos de válvula, así como aproximaciones de profundidad de pozo de CUI en la tubería. Los dispositivos de medición de la profundidad del pozo 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 de espesor, otras técnicas de examen pueden ser apropiadas para identificar o monitorear otros tipos específicos de mecanismos de daño. Al seleccionar las técnicas que se utilizarán durante la inspección de las 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 daños. Entre los ejemplos de técnicas de ECM que pueden ser útiles se incluyen los siguientes. a) Examen de partículas magnéticas para detectar grietas y otras discontinuidades lineales que se extienden a la superficie del material materi al en materiales ferromagnéticos. ASME BPVC, Sección V, Artículo 7, proporciona orientación sobre la realización del examen de MT. b) Examen de penetrante líquido para revelar grietas, porosidad o agujeros de pasador que se extienden a la superficie del material ma terial 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 tales como porosidad, inclusiones de escoria de soldadura, grietas y grosor de componentes. ASME BPVC, Sección V, Artículo 2, proporciona orientación sobre la realización de RT. d) Detección ultrasónica de defectos para detectar grietas internas y de rotura de superficie y otras discontinuidades alargadas. ASME BPVC, Sección V, Artículo 4, Artículo 5 y Artículo 23, brindan orientación sobre el desempeño de UT. e) Técnica de examen de fuga de flujo de corriente alterna para detectar grietas que rompen la superficie y discontinuidades alargadas. f) Examen de corrientes de Foucault para detectar pérdidas de metal localizadas, grietas y discontinuidades alargadas. ASME BPVC, Sección V, Artículo 8, proporciona orientación sobre cómo realizar el examen de Eddy Current. 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 Artículo 12, proporciona orientación sobre la realización del examen de emisiones acústicas. i) Termografía para determinar la temperatura de componentes, bloqueos, niveles de escombros / sedimentos y verificación de flujo. j) Prueba de fugas para detectar defectos defectos de espesor total. La Sección V de ASME BPVC, Artículo 10, proporciona orientación sobre cómo realizar pruebas de fugas. k) Examen guiado de ondas para la detección de pérdida de metales. 5.7.3 Preparación de la superficie para ECM 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 ECM, pero pueden requerirse preparaciones de la superficie, como cepillado con alambre, granallado, astillado, molienda o una combinación de estas preparaciones. Puede ser necesario el asesoramiento de especialistas en ECM para seleccionar y aplicar la preparación adecuada de la superficie para cada técnica individual de ECM. 5.7.4 Examinadores de haz angular UT El propietario / usuario deberá especificar examinadores de haz angular UT calificados por la industria cuando el propietario / usuario requiera lo siguiente: a) detección de defectos de ruptura de la superficie interior (ID) al inspeccionar desde la superficie externa (OD); o b) detección, caracterización y / o dimensionamiento de defectos a través de la pared. Los ejemplos de aplicación para el uso de examinadores de haz angular UT calificados por la industria incluyen la detección y dimensionamiento de fallas de cepillado de la superficie externa y la recopilación de datos para evaluaciones de aptitud para el servicio. 5.8 Corrosión bajo inspección de aislamiento Se debe considerar la inspección de CUI para tuberías de carbono y baja aleación con aislamiento externo que operen entre 10 ° F ( – –12 ° C) y 350 ° F (175 ° C). Las inspecciones de CUI se pueden realizar como parte de la inspección externa. Si se encuentran daños CUI durante las comprobaciones puntuales, el inspector debe inspeccionar otras o tras áreas susceptibles en la tubería. API 583 en CUI tiene información mucho más detallada sobre CUI y debe usarse junto con los programas de inspección de tuberías tuberías de CUI. Aunque puede parecer que el aislamiento externo está en buenas condiciones, aún se pueden producir daños en el CUI. Las técnicas no intrusivas, como la radiografía en tiempo real, pueden ayudar a determinar si hay alguna escala detrás del aislamiento sin quitarla. Otras técnicas como la radiografía de perfil, la corriente de Eddy pulsada y el examen de onda guiada pueden ayudar a localizar el daño. La eliminación de la incrustación en equipos vivos y la eliminación del aislamiento donde se sospecha que hay fugas pueden representar un riesgo de
seguridad significativo. El daño de CUI a menudo es bastante insidioso, ya que puede ocurrir en áreas donde parece poco probable. Las consideraciones para la eliminación del aislamiento incluyen, entre otras: a) historial de CUI para el sistema de tuberías específico o sistemas de tuberías comparables; b) condición visual de la cubierta externa y el aislamiento; manchas de óxido, crecimiento biológico y chaquetas abultadas; c) evidencia de fuga de fluido (por ejemplo, goteos o vapores); d) si los sistemas de tuberías están en servicio intermitente; e) condición / antigüedad del recubrimiento externo, si se conoce; f) evidencia de áreas con aislamiento húmedo; g) potencial para que el tipo de aislamiento absorba / retenga 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 podrían aumentar 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 sistemas de tuberías donde se encuentran dos o más corrientes diferentes. La diferencia en las corrientes co rrientes puede ser la composición, la temperatura o cualquier otro parámetro que pueda contribuir al deterioro, la corrosión acelerada o localizada, y / o la 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 debido a mecanismos de daño específicos en comparación con las corrientes de tuberías principales / contribuyentes. Los puntos de mezcla identificados como tales, pueden tratarse como circuitos c ircuitos de inspección separados, y estas áreas pueden necesitar inspeccionarse de manera diferente, utilizando técnicas especiales, diferentes alcances, y a intervalos más frecuentes en comparación con el plan de inspección para el flujo de tubería principal / contribuyente ( s) Debe reconocerse que después de la revisión, algunos puntos de mezcla pueden no requerir técnicas o intervalos especiales de inspección de énfasis. Dada la amplia variación de los diseños de los 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 los puntos de mezcla. Se anticipa que la definición de esas recomendaciones de inspección requerirá una revisión cuidadosa en consideración del diseño del punto de mezcla (configuración y metalurgia), el régimen de flujo de la corriente, la composición y las diferencias di ferencias 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. Similar a los circuitos de punto de inyección, los métodos preferidos para inspeccionar los puntos de mezcla incluyen; radiografía y ultrasonidos (haz recto y / o haz angular) para determinar el espesor mínimo medido y / o la presencia de otros mecanismos de daños susceptibles (por ejemplo, grietas por fatiga térmica y picaduras) en cada CML. Los cambios en los puntos de mezcla, incluidos, entre otros, los cambios en: régimen de flujo, composición o características de la corriente, o componentes de la construcción y su orientación, deben identificarse y revisarse para determinar qué, si se requiere algún cambio en el plan de inspección resultado. Consulte NACE SP 0114, Inyección de refinería y puntos de mezcla de procesos para obtener información adicional. 5.10 Inspección del punto de inyección Los puntos de inyección a veces están sujetos a corrosión acelerada o localizada por condiciones de funcionamiento normales o anormales. Los que son susceptibles deben ser tratados como circuitos de inspección separados, y estas áreas deben ser inspeccionadas a fondo en un horario regular. Al designar un circuito de punto de inyección para 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, lo que sea mayor. El límite recomendado aguas abajo 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 de 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 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 la ubicación del impacto esperado de la pared de la tubería del fluido inyectado, c) establecer CML en ubicaciones intermedias a lo largo de la tubería recta más larga dentro del circuito del punto de inyección, puede ser necesario, d) establecer CML en los límites ascendentes y descendentes 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 rejilla UT muy espaciada, según corresponda, para establecer el espesor mínimo medido en cada CML. Se S e pueden usar mediciones ultrasónicas o escaneo de rejilla cerrada, siempre que las temperaturas sean apropiadas. Para algunas aplicaciones, es beneficioso quitar los carretes de tubería para facilitar una inspección visual de la superficie interior.
Sin embargo, las mediciones de espesor aún serán necesarias para determinar el espesor restante. Durante las inspecciones programadas periódicas, se debe realizar una inspección más extensa en un área que comienza 12 pulg. (300 mm) aguas arriba de la boquilla de inyección y continúa durante al menos diez diámetros de tubería aguas abajo del punto de inyección. Además, mida y registre el espesor en todas las 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 primaria. El uso de radiografía de perfil en la unión y exploración manual de UT de la tubería primaria (alrededor y aguas abajo de la unión) se recomienda El hardware utilizado para inyectar el fluido en la corriente del proceso es importante para una mezcla adecuada de las corrientes. La mayoría de las configuraciones utilizan una boquilla de inyección o una pluma que se proyectan en el flujo del proceso. Estas boquillas de inyección (o púas) deben inspeccionarse periódicamente para asegurarse de que aún estén intactas y que estén en la orientación correcta (es decir, la boquilla apuntada hacia arriba si ese es el diseño previsto). Se recomienda el uso de radiografía para inspecciones periódicas de la boquilla o pluma de inyección para este propósito. 5.11 Prueba de presión de sistemas de tuberías 5.11.1 General Las pruebas de presión normalmente no se realizan como parte de una inspección de rutina (consulte 8.2.8 para conocer los requisitos de las pruebas de presión para reparaciones, alteraciones y recalificaciones). Las excepciones a esto incluyen los requisitos de la Guardia Costera para las tuberías sobre el agua y los requisitos de las jurisdicciones locales, después de las modificaciones soldadas, las tuberías enterradas o cuando lo especifique el inspector o el ingeniero de tuberías. Cuando se realizan, las pruebas de presión se deben realizar de acuerdo con los requisitos de ASME B31.3. Consideraciones adicionales para la prueba de presión se proporcionan en API 574, API 579-1 / ASME FFS-1 y ASME PCC-2 Artículo 5.1. Las pruebas de servicio y / o pruebas de baja presión, que se utilizan solo para la estanqueidad de los sistemas de tuberías, pueden realizarse a presiones designadas por el propietario / usuario. Las pruebas de presión generalmente se realizan en un circuito de tuberías completo. Sin embargo, cuando sea práctico, se pueden realizar pruebas de presión de componentes / secciones individuales en lugar de todo el circuito (por ejemplo, una sección de tubería de reemplazo). Se debe consultar a un ingeniero cuando se realice una prueba de presión de los componentes / secciones de la tubería (incluido el uso de dispositivos de aislamiento) para asegurarse de que sea adecuada para el propósito previsto. Cuando se requiere una prueba de presión, se debe realizar después de cualquier tratamiento térmico. Antes de aplicar una prueba hidrostática, las estructuras de soporte y el diseño de los cimientos deben ser revisados por un ingeniero para asegurarse de 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 el servicio a temperatura elevada. 5.11.2 Fluido de prueba El fluido de prueba debe ser agua a menos que exista la posibilidad de daños debido a la congelación u otros efectos adversos del agua en el sistema de tuberías o el proceso (por ejemplo, incompatibilidad del proceso con el agua) o a menos que el agua de prueba se contamine y su eliminación presente un riesgo ambiental. problemas. En cualquier caso, se puede usar otro líquido no tóxico adecuado. Si el líquido es inflamable, su punto de inflamación debe ser de al menos 120 ° F (49 ° C) o mayor, 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 se deben hidrotear con una solución compuesta de agua potable (ver nota), agua desionizada / desmineralizada o vapor condensado 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 estadounidense, con 250 partes por millón de cloruro máximo, desinfectadas con cloro u ozono. Para las tuberías de acero inoxidable austenítico sensibilizadas sujetas a agrietamiento por corrosión por 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 debe mantener una prueba de presión por un período de tiempo y el fluido de prueba en el sistema está sujeto a expansión térmica, se deben tomar precauciones para evitar la acumulación de presión más allá de lo especificado. Después de completar la prueba, la tubería debe drenarse completamente (todas las ventilaciones de punto alto deben estar abiertas durante el drenaje), soplar al aire o secarse de otra manera. Si no hay agua potable disponible o si no es posible drenar y secar inmediatamente, se puede considerar que el agua que tiene un nivel de cloruro muy bajo, un pH más alto (> 10) y la adición de inhibidores reducen el riesgo de picaduras y corrosión inducida microbiológicamente. 5.11.3 Pruebas de presión neumática Se puede usar una prueba de presión neumática (o hidroneumática) cuando no es factible realizar una prueba hidrostática debido a limitaciones de temperatura, estructurales o de proceso. Sin embargo, los riesgos potenciales para el personal y la propiedad de las pruebas neumáticas se considerarán al realizar dicha prueba. 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 en las pruebas de presión neumática. 5.11.4 Consideraciones de temperatura de prueba y fractura frágil A temperatura ambiente, el carbono, los aceros de baja aleación y otros aceros, incluidos los aceros de alta aleación fragmentados por la exposición al servicio, pueden ser susceptibles a fallas frágiles. Se han atribuido varias fallas a la fractura frágil de los aceros que estuvieron expuestos a temperaturas inferiores a su temperatura de transición y a presiones superiores al
25% de la presión de prueba hidrostática hidrostátic a requerida u 8 ksi de tensión, lo que sea menor. Sin embargo, la mayoría de las fracturas frágiles se han producido en la primera aplicación de un alto nivel de estrés (la primera prueba hidráulica o sobrecarga). El potencial de una falla frágil debe ser evaluado por un ingeniero antes de la prueba hidrostática o especialmente antes de la prueba neumática debido a la mayor energía potencial involucrada. Se debe prestar especial atención al probar aceros de baja aleación, especialmente 2 / 4Cr-1Mo, ya que pueden ser propensos a templar la fragilidad. Para minimizar el riesgo de fractura frágil durante una prueba de presión, la temperatura del metal debe mantenerse al menos 30 ° F (17 ° C) por encima del MDMT para tuberías que tengan más de 2 pulgadas (5 cm) de espesor y 10 ° F (6 ° C) por encima del MDMT para tuberías que tienen un grosor de 2 pulgadas (5 cm) o menos. La temperatura de prueba no necesita exceder 120 ° F (50 ° 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 procedimientos Durante una prueba de presión, donde la presión de prueba excederá la presión establecida del dispositivo de alivio de presión en un sistema de tuberías, los lo s dispositivos de alivio de presión se deben quitar o dejar en blanco durante la duración de la prueba. Como alternativa, cada disco de válvula debe mantenerse presionado por una abrazadera de prueba diseñada adecuadamente. Se prohíbe la aplicación de una carga adicional al resorte de la válvula girando el tornillo de ajuste. Otros accesorios que son incapaces de resistir la presión de prueba, como anteojos de medición, medidores de presión, juntas de expansión y discos de ruptura, deben eliminarse o taparse. Las líneas lí neas que contienen juntas de expansión que no se pueden quitar o aislar se pueden probar a una 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 precaución para no exceder la presión de asiento permitida como se describe en ASME B16.34 o los datos del fabricante de la válvula aplicable. Una vez completada la prueba de presión, los dispositivos de alivio de presión de la configuración adecuada y otros accesorios retirados o inoperativos durante la prueba de presión deberán reinstalarse o reactivarse. Antes de aplicar una prueba de presión, se deben tener en cuenta las precauciones y los procedimientos adecuados 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 al 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 ECM adecuada cuando no se realiza una prueba de presión después de una reparación o alteración importante. Sustituir los procedimientos NDE por una prueba de presión después de que se permita una alteración solo después de que el ingeniero y el inspector hayan aprobado la sustitución. Para los casos en que UT se usa en lugar de una prueba de presión, el propietario / usuario debe especificar examinadores de haz angular UT calificados por la industria. El Caso 179 del Código ASME B31 se puede usar en lugar de RT para soldaduras de tuberías B31.1, y los
criterios de aceptación UT alternativos provistos en el Caso 181 del Código B31 se pueden usar en lugar de los descritos en el párr. 344.6.2 de ASME B31.3, según corresponda, para soldaduras de cierre que no han sido probadas a presión y para reparaciones de soldadura identificadas por el ingeniero o inspector. 5.12 Verificación de material y trazabilidad El propietario / usuario evaluará la necesidad y el alcance de la aplicación de un programa de verificación de material consistente con API 578 que aborde la sustitución inadvertida de material 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 riesgo de los circuitos de tuberías. Esa evaluación puede conducir a un examen PMI retroactivo, 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 PMI (como en API 578) serían elegidos para reemplazo. El propietario / usuario y el inspector de tuberías autorizado, en consulta con un especialista en corrosión, establecerán un cronograma para el reemplazo de esos componentes. El inspector autorizado deberá usar ECM periódica, según sea necesario, en los componentes identificados hasta el reemplazo. En las líneas de las unidades de proceso más antiguas que funcionan a más de 500 ° F (260 ° C) y están sujetas a corrosión por sulfuración, las tuberías de acero al carbono que contienen menos de 0.1% en peso de silicio pueden corroerse a tasas significativamente más altas que los aceros al carbono de silicio más altos (modernos “muertos por silicio” proceso). Para los
sistemas / circuitos de tuberías que se han identificado en el servicio de corrosión por sulfuración que pueden contener aceros antiguos con bajo contenido de carbono de silicio, se debe considerar la realización de una inspección de cada uno. segmento de tubería para identificar la peor tasa de corrosión / componente limitante. Después de aproximadamente 1985 a 1990, la mayoría de las tuberías compradas se estamparon dos veces y, por lo tanto, el problema de 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 enco ntrar 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 de los sistemas de tuberías de material de aleación, donde se requiere que el material de aleación al eación mantenga 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 material debe ser coherente con API 578. Utilizando procedimientos de evaluación de riesgos, el propietario / usuario puede realizar esta evaluación mediante una verificación del 100%, un examen de PMI en ciertas situaciones críticas o mediante un muestreo de un porcentaje de los materiales. El examen de 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 fallara debido a que un material incorrecto fue sustituido inadvertidamente por el material de tubería apropiado, el inspector considerará 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 rutinariamente en válvulas en circuitos de tuberías. El cuerpo de una válvula es normalmente más grueso que otros componentes de tubería por razones de diseño. Sin embargo, cuando se desmontan las válvulas para su mantenimiento y reparación, el personal del taller t aller debe examinar visualmente los componentes de la válvula para detectar patrones de corrosión o adelgazamiento inusuales y, cuando se indique, informar esa información al inspector. Deben examinarse los cuerpos de las válvulas que están expuestas a ciclos de temperatura significativos (por ejemplo, regeneración de unidades de reforma catalítica y limpieza con vapor) periódicamente para el agrietamiento 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 alto estrés. Las válvulas de control u otras válvulas de estrangulamiento, particularmente en servicios de lodos y caídas de alta presión, pueden ser susceptibles a la corrosión / erosión localizada del cuerpo aguas abajo del orificio. Si se sospecha tal pérdida de metal, la válvula debe retirarse de la línea para inspección interna. También se debe inspeccionar el interior de la brida de acoplamiento y la tubería aguas abajo para detectar pérdidas locales de metal. Cuando las pruebas de presión del cuerpo y / o cierre de la válvula se realizan después del servicio, deben realizarse de acuerdo con API 598. Las válvulas de retención críticas deben inspeccionarse o probarse adecuadamente para proporcionar una mayor m ayor 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 alta carga y múltiples etapas. Si una válvula de retención de este tipo no funciona correctamente, podría producirse una presión excesiva en la tubería durante una inversión de flujo. El método normal de inspección i nspección visual debe incluir los siguientes elementos. a) Verificación para asegurar a segurar que la aleta se pueda mover libremente, según sea necesario, 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. c) La tuerca de la aleta se debe asegurar al perno de la aleta para evitar retroceder en el servicio. Normalmente no se requieren verificaciones de fugas en las válvulas de retención críticas, pero se pueden considerar para circunstancias especiales. 5.14 Inspección en servicio de soldaduras La inspección de la calidad de la soldadura de tuberías se realiza normalmente como parte de los requisitos para nuevas construcciones, reparaciones o modificaciones. mo dificaciones. Sin embargo, las
soldaduras a menudo se inspeccionan por corrosión como parte de una inspección de perfil radiográfico o como parte de una inspección interna. Cuando se observa corrosión de soldadura preferencial, las soldaduras adicionales en el mismo circuito o sistema deben examinarse para detectar corrosión. API 577 proporciona orientación adicional sobre la inspección de soldadura. Debido a las diferentes capacidades y características c aracterísticas de varios métodos NDE para encontrar fallas, el uso de un método NDE diferente al empleado durante la fabricación original puede revelar fallas preexistentes que no fueron causadas por la exposición en el servicio (por ejemplo, aplicando UT y MT para inspección en servicio cuando solo se aplicó RT durante la fabricación). Por esta razón, a menudo es una buena práctica especificar los tipos de ECM durante la fabricación original que el propietario / usuario planea aplicar durante las inspecciones en servicio. En ocasiones, los exámenes del perfil radiográfico de las soldaduras que han estado en servicio pueden revelar una falla en la soldadura. Si se detectan imperfecciones similares a grietas mientras el sistema de tuberías está en funcionamiento, se debe utilizar una inspección adicional con radiografía de calidad de soldadura y / o UT para evaluar la magnitud de la imperfección. Además, el inspector debe hacer un esfuerzo para determinar si las imperfecciones similares a grietas provienen de la fabricación original de la soldadura o pueden ser de un mecanismo de grietas ambientales. Los defectos similares a grietas y grietas ambientales deben ser evaluados por un ingeniero de acuerdo con API 579-1 / ASME FFS-1 y / o especialista en corrosión. El inspector evaluará la corrosión preferencial de la soldadura. Los temas a considerar al evaluar la calidad de las soldaduras existentes incluyen los siguientes: a) método de inspección de fabricación original y criterios de aceptación; b) extensión, magnitud y orientación de imperfecciones; c) tiempo de servicio; d) condiciones de operación versus diseño; e) presencia de tensiones secundarias en la tubería t ubería (residual y térmica); f) potencial para cargas de fatiga (mecánicas y térmicas); g) sistema de tuberías primario o secundario; h) potencial de impacto o cargas transitorias; i) potencial de agrietamiento ambiental; j) historial de reparación y tratamiento térmico; k) soldaduras metálicas diferentes, tales como soldaduras de ferrítico a austenítico y de aleación 400 a acero al carbono; l) dureza de la soldadura. Para soldaduras de tuberías en servicio, puede no ser apropiado usar los criterios de aceptación de radiografía 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 la nueva construcción en un muestreo de soldaduras, no solo las soldaduras examinadas, para evaluar la calidad probable de todas las soldaduras (o soldadores) en el sistema. Es posible que existan algunas soldaduras que no cumplan con estos criterios pero que aún así realicen satisfactoriamente el servicio después de haber sido probadas hidrostáticamente. Esto es especialmente cierto en conexiones de derivación pequeñas que normalmente no se examinan durante la construcción nueva. El propietario / usuario deberá especificar examinadores de haz angular UT calificados por la industria cuando el propietario / usuario requiera cualquiera de los siguientes elementos. a) Detección de defectos planos en la superficie interior (ID) al inspeccionar desde la superficie externa (OD). b) Cuando se requiera detección, caracterización y / o dimensionamiento a través de la pared de defectos planos. Los ejemplos de aplicación para el uso de tales examinadores de haz angular UT calificados por la industria incluyen la obtención de dimensiones de fallas para la evaluación de Fitness-For Service y el monitoreo de fallas conocidas. 5.15 Inspección de juntas bridadas Las juntas con bridas deben examinarse para detectar evidencia de fugas, como manchas, depósitos o goteos. Las fugas del proceso en los sujetadores de brida y los sujetadores de la tapa de la válvula pueden provocar corrosión o grietas ambientales. Este examen debe incluir aquellas bridas encerradas con bridas o protectores contra salpicaduras y rociado. Las uniones bridadas que se han sujetado y bombeado con sellador deben verificarse para detectar fugas en los pernos. Los sujetadores sujetos a tales fugas pueden corroerse o agrietarse (por ejemplo, agrietamiento cáustico). Si se contempla co ntempla la reputación, los sujetadores afectados deben renovarse primero. Las caras de las bridas accesibles deben examinarse para detectar distorsiones y determinar la condición de las superficies de asiento de la junta. Si las bridas están significativamente dobladas o distorsionadas, sus marcas y espesores deben verificarse contra los requisitos de ingeniería antes de tomar medidas correctivas. Los sujetadores de brida deben examinarse visualmente para detectar corrosión co rrosión y acoplamiento del hilo. Los sujetadores deben estar completamente enganchados. Cualquier sujetador que no lo haga se considera aceptablemente comprometido si la falta de un enganche completo no es más de un hilo. Las marcas marc as en una muestra representativa de sujetadores y juntas recién instaladas deben examinarse para determinar si cumplen con la especificación del material. Las marcas se identifican en las normas ASME y ASTM aplicables. Los sujetadores cuestionables deben ser verificados o renovados. Se puede encontrar orientación adicional sobre la inspección de juntas bridadas en ASME PCC1. 6 Intervalo / frecuencia y extensión de la inspección 6.1 General Para garantizar la integridad del equipo, todos los sistemas de tuberías y dispositivos de alivio de presión deben inspeccionarse a los intervalos / frecuencias provistos en esta sección. Las L as
inspecciones programadas se realizarán en la fecha de vencimiento o antes o se considerarán atrasadas para la inspección. Alternativamente, una fecha de vencimiento de inspección puede determinarse a través de una evaluación de riesgos de acuerdo con API 580. Esta fecha de vencimiento puede exceder el intervalo de semivida 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 las inspecciones y aplazamientos vencidos. La inspección apropiada proporcionará la información necesaria para determinar que todas las secciones o componentes esenciales del equipo son seguros para operar hasta la próxima inspección programada. Los riesgos asociados con el apagado operativo y el arranque 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 monitoreo de un muestreo representativo de ubicaciones de inspección en tuberías seleccionadas con la intención específica de revelar una evaluación razonablemente precisa del estado de la tubería. 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 instalación es verificar que la tubería esté limpia y segura para la operación, e iniciar registros de inspección de planta para los sistemas de tubería. La inspección mínima de instalación debe incluir los siguientes elementos: a) verificar que la tubería está instalada correctamente, la metalurgia correcta está instalada, los soportes son adecuados y están asegurados, los accesorios exteriores como soportes, zapatos, perchas están asegurados, el aislamiento está instalado correctamente, co rrectamente, las bridas y otras conexiones mecánicas están ensambladas correctamente y la tubería está limpio y seco; b) verificar que los dispositivos de alivio de presión satisfacen los requisitos de diseño (dispositivo correcto y presión de ajuste correcta) y están instalados correctamente. Esta inspección de instalación debe documentar las mediciones de espesor de la línea de base que se utilizarán como lecturas de espesor iniciales para los cálculos de la tasa de corrosión en lugar de los datos de espesor de diseño mínimo y nominal en las especificaciones y las hojas de datos / dibujos de diseño. Esto también facilitará la creación de un cálculo preciso de la tasa de corrosión después de registrar las primeras mediciones de espesor en servicio. 6.2.2 Cambio del servicio de tuberías Si se cambian las condiciones de servicio del sistema de tuberías, es decir, excederá la envolvente operativa actual (por ejemplo, el contenido del proceso, la presión operativa máxima y la temperatura operativa máxima m áxima y mínima), se establecerán intervalos de inspección para las nuevas condiciones de servicio, incluidas la revisión de la configuración del dispositivo de alivio de presión aplicable.
Si se cambian tanto la propiedad como la ubicación de la tubería, la tubería se inspeccionará antes de reutilizarla. Además, se establecerán las condiciones de servicio permitidas y el intervalo de inspección para el nuevo servicio. 6.3 Planificación de inspección de tuberías 6.3.1 General La frecuencia y el dependen alcance dede la inspección en degradación los circuitos de sea por encima yola por debajo del suelo, las formas de quetuberías, puedenya afectar la tubería consecuencia de una falla de la tubería. Las diversas formas de degradación que pueden afectar los circuitos de tuberías de proceso se describen en API 571 con más detalle. Una clasificación simplificada de la tubería basada en la consecuencia de la falla se define en 6.3.4. Como se describe en 5.3, la estrategia de inspección basada en la probabilidad y la consecuencia de la falla se conoce como 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 diseñar un esquema de clasificación más extenso que evalúe con mayor precisión las consecuencias para ciertos circuitos de tuberías. La evaluación de la consecuencia consideraría el potencial de explosión, incendio, toxicidad, impacto ambiental y otros posibles efectos asociados con una falla. Consulte las pautas y rrequisitos equisitos de Evaluación de consecuencias de falla API 580. Después de realizar una evaluación efectiva, los resultados se pueden usar para establecer una estrategia de inspección del circuito de tuberías y definir el plan de inspección apropiado según 5.2 6.3.2 Configuración de intervalos de inspección con RBI Se puede usar una evaluación RBI realizada de acuerdo con API 580 para determinar los intervalos de inspección o la próxima fecha de vencimiento de la inspección y el alcance de la inspección. 6.3.3 Establecer intervalos de inspección sin el uso de RBI Si no se utiliza RBI, el intervalo entre las inspecciones de tuberías se establecerá y mantendrá utilizando los siguientes criterios: a) la tasa de corrosión y los cálculos de vida restante; b) la clasificación del servicio de tuberías (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, en función de las condiciones de funcionamiento, el historial de inspección anterior, los resultados de la inspección actual y las condiciones que pueden justificar inspecciones suplementarias cubiertas en 5.5. El propietario / usuario o el inspector establecerán intervalos de inspección para mediciones de espesor e inspecciones visuales externas y, cuando corresponda, cor responda, para inspecciones internas y suplementarias.
Para las tuberías de 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 la vida restante sea inferior a cuatro años, el intervalo de inspección puede ser la vida restante total hasta un máximo de dos años. El inspector o el ingeniero de tuberías establece el intervalo de acuerdo con el sistema de control de calidad del propietario / usuario. intervalos para las ytuberías t uberías de Clase comerciales. 4 se dejan a la determinación del propietario /Los usuario segúnmáximos la confiabilidad las necesidades Para las tuberías que están en servicio no continuo, el intervalo entre las mediciones de espesor puede basarse en la cantidad de años de servicio real (tubería en operación) en lugar de años calendario, siempre que cuando esté inactivo, la tubería sea: a) aislado de los fluidos del proceso, y b) no expuesto a ambientes corrosivos internos (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 experimentar un aumento de la corrosión interna mientras están inactivas. Las tasas de corrosión deben revisarse cuidadosamente antes de establecer los intervalos. El intervalo de inspección se revisará r evisará y ajustará según sea necesario después de cada inspección o cambio significativo en las condiciones de operación y / o resultados de la inspección. La corrosión general, corrosión localizada, picaduras, grietas ambientales y otras formas de deterioro aplicables mencionadas en 5.5 y API 571 se considerarán al establecer los diversos intervalos de inspección. 6.3.4 Clases de servicio de tuberías 6.3.4.1 General Todos los sistemas de tuberías de proceso se clasificarán en diferentes clases de tuberías, excepto las tuberías que se planificaron según RBI. Dicho sistema de clasificación permite que los esfuerzos de inspección adicionales se centren c entren en los sistemas de tuberías que pueden tener las mayores consecuencias potenciales en caso de falla o pérdida de contención. co ntención. En general, los sistemas clasificados más altos requieren una inspección i nspección más extensa a intervalos más cortos para afirmar su integridad para una operación segura continua. Las clasificaciones deben basarse en los posibles efectos ambientales y de seguridad en caso de que se produzca una fuga. Cuando las condiciones de servicio de la tubería cambian, las clasificaciones de tubería y los planes de inspección deben revisarse y actualizarse según sea necesario para reflejar las condiciones de operación cambiadas; p.ej. un aumento de la temperatura del servicio de hidrocarburos que podría cambiar de "vaporización lenta durante una liberación" a "vaporización rápida durante una liberación". El propietario / los usuarios deberán mantener un registro de los fluidos de las tuberías del proceso manejados, incluidas inc luidas sus clasificaciones. NFPA 704 proporciona información que puede ser útil para clasificar los sistemas de tuberías de acuerdo con los riesgos potenciales de los fluidos de proceso que contienen. NOTA La temperatura de funcionamiento de una corriente de hidrocarburos en relación con su punto de inflamación, punto de ebullición y temperatura de autoignición es un factor
significativo para definir la consecuencia potencial de una liberación. La temperatura de funcionamiento de los sistemas de tuberías de hidrocarburos debe tenerse en cuenta al asignar la clase de servicio de tuberías. Por ejemplo, la gasolina a temperatura ambiente en el sitio es de 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 de Clase 1, ya que puede producirse un autoencendido. 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 provocar una emergencia inmediata si se produjera una fuga pertenecen a la Clase 1. Dicha emergencia puede ser de naturaleza ambiental o de seguridad. Los ejemplos de tuberías de Clase 1 incluyen, entre otros, los que contienen lo siguiente. a) Servicios inflamables que pueden refrigerarse automáticamente y provocar fracturas frágiles. b) Servicios presurizados que pueden vaporizarse rápidamente durante la liberación, creando vapores que pueden acumularse y formar una mezcla explosiva, como las 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 atmosférica está por debajo de la temperatura de funcionamiento (generalmente una preocupación con los servicios de alta temperatura). c) Sulfuro de hidrógeno (más del 3% en peso) en una corriente gaseosa. d) Cloruro de hidrógeno anhidro. e) Ácido fluorhídrico en los servicios de ácido principal y traza según API RP 751. f) Tuberías sobre o adyacentes al agua y tuberías sobre vías públicas (consulte las regulaciones nacionales o locales, por ejemplo, el Departamento de Transporte y la Guardia Costera para la inspección de las tuberías sobre el agua). g) Servicios inflamables que operan por encima de su temperatura de autoignición. 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 las tuberías seleccionadas fuera del sitio. Los ejemplos típicos de estos servicios incluyen, entre otros, o tros, los que contienen lo siguiente: a) hidrocarburos in situ que se vaporizarán lentamente durante la liberación, como los que funcionan por debajo del punto de ebullición pero por encima del punto de inflamación, b) hidrógeno en el sitio, gas combustible y gas natural, c) ácidos y cáusticos fuertes in situ. 6.3.4.4 Clase 3 Los servicios que son inflamables pero no se vaporizan significativamente cuando tienen fugas, es decir, debajo del punto de inflamación, o inflamables, pero se encuentran en áreas remotas y operan por debajo del punto de ebullición, están en la Clase 3. Los servicios que son
potencialmente dañinos para el tejido humano pero están ubicados en áreas remotas se pueden incluir en esta clase. cl ase. Los ejemplos de servicio de Clase 3 incluyen, entre otros, aquellos que contienen lo siguiente: a) hidrocarburos in situ que no se vaporizarán significativamente durante la liberación, como los que funcionan por debajo del punto de inflamación; b) destilado fuera del sitio y líneas de productos hacia y desde el almacenamiento y la carga; c) tubería de la granja 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 bajo riesgo que no se incluyen en las clases 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 las tuberías de Clase 4 es opcional y generalmente se basa en las necesidades de confiabilidad y los impactos comerciales en lugar de la seguridad o el impacto ambiental. Los ejemplos de servicio de Clase 4 incluyen, entre otros, los que contienen lo siguiente: a) vapor y condensado de vapor; b) aire; c) nitrógeno; d) agua, incluyendo agua de alimentación de calderas o agua agria despojada; e) aceite lubricante, aceite de sellado; f) ASME B31.3, servicios de categoría D; g) fontanería y alcantarillas. 6.4 Alcance de las inspecciones visuales 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 una evaluación RBI válida realizada de acuerdo con API 580. La inspección visual para el CUI potencial también debe evaluar la condición del aislamiento y debe realizarse en todos los sistemas de tuberías susceptibles al CUI. Los resultados de la inspección visual deben documentarse para facilitar las inspecciones de seguimiento. Después de la inspección visual externa de sistemas susceptibles, se requiere un examen adicional para la inspección de CUI. La extensión y el tipo de la inspección CUI adicional se enumeran en la Tabla 2. El aislamiento dañado en elevaciones más altas puede dar como resultado CUI en áreas más bajas alejadas al ejadas del daño. La inspección NDE para CUI también debe realizarse como se indica en la Tabla 2 en ubicaciones sospechosas que operan entre 10 ° F ( – 12 ° C) y 350 ° F (175 ° C) para tuberías de acero al carbón y acero de baja aleación. La eliminación de aislamiento o RT e inspección visual normalmente se requiere para esta
inspección en ubicaciones dañadas o sospechosas. Se pueden usar otros métodos de evaluación de ECM cuando corresponda. Si la inspección de las áreas dañadas o sospechosas ha localizado un CUI significativo, se deben inspeccionar áreas adicionales y, donde esté justificado, se debe inspeccionar hasta hasta el 100% del circuito. El alcance del programa CUI descrito en la Tabla 2 debe considerarse como niveles objetivo para sistemas de tuberías y ubicaciones sin experiencia en inspección CUI. Se reconoce que varios factores pueden afectar la probabilidad de que CUI incluya: a) condiciones climáticas locales, b) diseño y mantenimiento del aislamiento, c) calidad de recubrimiento, d) condiciones de servicio. Las instalaciones con experiencia en inspección CUI pueden aumentar o reducir los objetivos de inspección CUI de la Tabla 2. No se requiere una contabilidad exacta de los objetivos de inspección CUI. El propietario / usuario puede confirmar los objetivos de inspección con el historial operativo u otra documentación. Los sistemas de tuberías que se sabe que tienen una vida útil de más de 10 años o que están adecuadamente protegidos contra la corrosión externa no necesitan incluirse para la inspección NDE recomendada en la Tabla 2. Sin embargo, la condición del sistema de aislamiento o la camisa exterior, como una carcasa de caja fría, debe ser observada periódicamente por personal operativo u otro personal. Si se observa un deterioro, se debe informar al inspector. Los siguientes son ejemplos de estos sistemas: a) sistemas de tuberías aislados eficazmente para impedir i mpedir la entrada de humedad, b) sistemas de tuberías criogénicas con camisa, c) sistemas de tuberías instalados en una caja fría en la que la atmósfera se purga con un gas inerte, d) sistemas de tuberías en los que la temperatura que se mantiene es lo suficientemente baja o lo suficientemente alta como para evitar la presencia de agua. La inspección visual externa en las tuberías desnudas es evaluar el estado de los sistemas de pintura y revestimiento, verificar la corrosión externa y otras formas de deterioro. 6.5 Alcance de la inspección de medición de espesor y análisis de datos 6.5.1 Monitoreo CML Para satisfacer los requisitos del intervalo de inspección, cada inspección de medición de espesor debe obtener lecturas de espesor en un muestreo representativo del número total de CML en cada circuito (ver 5.6). No es la intención de este Código que cada CML establecida deba medirse cada vez. Se puede monitorear un muestreo estadístico de CML activas. Además, algunas LMC pueden documentarse como inactivas y, por lo tanto, no necesitan medirse y no se considerarán vencidas. Este muestreo representativo debe incluir datos para todos los diversos tipos de componentes y orientaciones (horizontales y verticales) que se encuentran en cada circuito. Este muestreo también incluirá CML con la fecha de renovación más temprana a partir de la inspección previa. Cuando se predice el adelgazamiento general, este
muestreo debe incluir todos los diversos tipos de componentes dentro del circuito. Cuando se identifican mecanismos de daño localizados, el muestreo también debe incluir la ubicación y orientación (arriba / abajo, radio interior / exterior, etc.) donde es más probable que ocurra el daño. El inspector determinará el número y las CML específicas que se monitorearán en cada inspección en consulta con un ingeniero de tuberías y / o especialista en corrosión donde se espera corrosión no uniforme u otros mecanismos de daños. Por lo tanto, la inspección programada de los circuitos debe obtener tantas mediciones como sea necesario para monitorear satisfactoriamente el tipo y la extensión del daño previsto en cada sistema de tuberías. Si se utiliza RBI para establecer el intervalo de inspección o la fecha de vencimiento, no es necesario inspeccionar las CML para la inspección según la evaluación de RBI de acuerdo con los intervalos máximos de inspección recomendados en la Tabla 1. Para determinar el alcance de las mediciones de espesor necesarias para desarrollar una tasa de corrosión y la vida restante, se aceptan dos enfoques básicos como se discute a continuación. 6.5.2 Método punto a punto Un método de análisis, mediante el cual se determina la velocidad de corrosión, la vida restante y el intervalo de reinspección para cada CML individual. Las inspecciones futuras se gestionan según el peor de los casos. 1/2 vida 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 conducir a inspecciones i nspecciones frecuentes del mismo sistema de tuberías si no se maneja con cuidado. En general, no es posible aplicar un análisis estadístico con el método punto a punto, ya que 1) no se ha establecido una relación de una LMC con otra, o tra, lo que dificulta la comparación de las tasas de corrosión en el circuito o entre LMC, y 2) las tasas de CML individuales pueden generarse en períodos de tiempo significativamente diferentes, cuando las condiciones de operación pueden haber cambiado. 6.5.3 Método de análisis de circuito Cuando la tubería se ha circuitoizado adecuadamente en mecanismos de corrosión comunes y tasas esperadas, se puede utilizar un análisis estadístico para determinar una tasa representativa de corrosión del circuito y el intervalo de inspección. Hay una serie de consideraciones para usar un enfoque de análisis análi sis estadístico que son necesarias para permanecer apropiadamente conservador, algunas de las cuales incluyen las siguientes. a) El enfoque generalmente se aplica a los mecanismos de daño que pr producen oducen ambientes de corrosión uniformes y algunos ligeramente localizados. b) Las ubicaciones que exhiben tasas de corrosión significativamente diferentes y ubicaciones con una vida restante más corta c orta pueden necesitar analizarse por separado. c) Se debe considerar una estadística de muestreo para verificar el factor de confianza estadística dada la variabilidad del conjunto de datos (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 que un factor de seguridad o intervalo de confianza, que puede depender de los mecanismos de daños esperados y que además puede explicar exp licar la complejidad del circuito, tiene en cuenta las 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. Se deben considerar los lo s límites absolutos para la reinspección de CML en función de la probabilidad de falla (por ejemplo, límite de tiempo o espesor). Como mínimo, las LMC en el 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 bajo ambos enfoques. Dado que la tasa de corrosión calculada utilizada para predecir la vida restante futura fue un 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 cuando se rastrean variables críticas del proceso que pueden afectar la tasa de corrosión / daño o la susceptibilidad. El análisis de datos adicionales debe considerar lo siguiente. a) ¿Está la tasa medida dentro del rango esperado / previsto? b) ¿La tasa corta es significativamente diferente de la tasa larga? c) ¿La variabilidad (o desviación estándar) dentro de los datos del circuito aumentó significativamente con el tiempo? d) ¿Los componentes particulares, orientaciones, secciones dentro del circuito u otras características identificables del circuito exhiben tasas significativamente diferentes? e) ¿Se han resuelto las anomalías de datos, ya sea mediante un proceso de revisión o lecturas de verificación, antes del análisis de datos? En general, ambos enfoques deben desarrollarse considerando los posibles mecanismos de daño activo dentro del sistema de tuberías. Las CML representativas deben basarse principalmente en los lugares donde los mecanismos de daño son más activos, pero también deben incluir un muestreo de todos to dos los tamaños, orientaciones, tipos de componentes y características de diseño (por ejemplo, estaciones de válvulas de control, entradas / salidas de equipos, tuberías de flujo alternativas , etc.) dentro de la línea o circuito. Este muestreo también incluirá CML con la fecha de renovación más temprana a partir de la inspección previa. Para la corrosión general, puede no ser necesario identificar la orientación específica del punto de muestra. Cuando se esperan mecanismos de daño localizados, loc alizados, 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 inspector determinará el número y las CML específicas que se monitorearán en cada inspección en consulta con un ingeniero de tuberías y / o especialista en corrosión donde se espera corrosión no uniforme u otros mecanismos de daños.
Las herramientas estadísticas se pueden usar para determinar o ajustar a justar las cantidades de CML cuando hay datos previos disponibles. Para circuitos nuevos o aquellos con un cambio en el servicio, se pueden aplicar datos de un servicio similar para estimar cantidades y / o ubicaciones de CML. Las inspecciones de circuitos deben incluir tantas medidas como sea necesario para monitorear satisfactoriamente el tipo y la extensión del daño previsto en cada sistema de tuberías. Las CML que no conducen el siguiente intervalo de inspección no necesariamente deben inspeccionarse de acuerdo con los intervalos de inspección i nspección 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 todas las CML, para par a evite 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 se han eliminado del registro activo pero se mantienen con fines de registro histórico. Existen varias razones para considerar la desactivación o el archivo de CML, que incluyen; colocación inadecuada de CML, cobertura suficiente por otras CML, falta de actividad histórica de corrosión, inaccesible durante la operación (por ejemplo, tubos de horno), considerado como “CML /“ tiempo de inactividad ”solo para CML, etc. Aunque estas CML pueden mantenerse
dentro del sistema (o IDMS electrónico), no es necesario medirlas en intervalos calculados y no se considerarán vencidas. 6.6 Alcance de las inspecciones en tuberías de pequeño calibre, pi piernas ernas muertas, tuberías auxiliares y conexiones roscadas 6.6.1 Tubería de diámetro pequeño (SBP) El SBP que es la tubería principal del proceso debe inspeccionarse de acuerdo con todos los requisitos de este documento. Al igual que con las tuberías de mayor diámetro, las prácticas de inspección para SBP deben tener en cuenta los mecanismos de daño en API 571 que no sean solo el adelgazamiento de la pared (por ejemplo, grietas por corrosión bajo tensión, grietas inducidas por hidrógeno, fragilización, etc.). Se debe prestar especial atención al daño que puede haber sido causado por la sobrecarga mecánica SBPevitar ya que sistemas(por de resistencia y soporte para SBP a veces no son adecuadosen para la los sobrecarga ejemplo, respiraderos, desagües, bridas, etc.). Cuando RBI no está en uso, SBP, que es una tubería de proceso secundaria, tiene requisitos mínimos diferentes 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 de SBP secundario de Clase 3 y Clase 4 es opcional a discreción del propietario-usuario, dependiendo de la confiabilidad y el riesgo. El SBP aislado debe recibir las mismas prácticas de inspección para CUI que la tubería primaria o los recipientes a los que está unida. La extracción de aislamiento y la radiografía son los métodos de inspección preferidos para SBP aislado. Se debe prestar atención al sistema de aislamiento que se vuelve a sellar en SBP Consulte la API 574 para obtener múltiples problemas de diseño, fabricación, instalación y funcionamiento que pueden afectar la probabilidad de falla de los sistemas SBP.
6.6.2 Inspección de piernas muertas Las patas muertas, incluidas las tuberías de gran diámetro y de diámetro pequeño (por ejemplo, bridas niveladas), pueden ser áreas de mayor corrosión co rrosión que requieren atención especial si un especialista en corrosión las considera potencialmente corrosivas debido a: la acumulación de agua contaminada, co ntaminada, materiales sólidos, diferentes temperaturas de la línea principal o la acumulación o concentración de especies corrosivas (por ejemplo, sales de amonio, orgánicos, sulfuro hidrógenoinactivas y depósitos ácidos). de La evaluación de riesgos puede serácidos útil para determinar quédeterminales del sistema tuberías pueden ser una amenaza mayor a la corrosión acelerada que los circuitos de tuberías activos. Las piernas muertas que forman parte de los sistemas de tuberías primarios pr imarios deben considerarse en mayor riesgo debido a la incapacidad de cerrarlas en caso de una fuga y la mayor consecuencia potencial de una fuga grande. Se debe considerar la eliminación de los pies muertos potencialmente corrosivos que no son esenciales. Los especialistas en corrosión deben ser consultados para la colocación de CML en las piernas muertas debido a su potencial de corrosión localizada, especialmente con respecto a la corrosión acelerada por encima y por debajo de las interfaces líquidas. La termografía infrarroja puede ser útil para localizar interfaces líquidas en deadlegs. Las inspecciones de deadlegs horizontales que pueden no estar llenas de líquido deben tener puntos de examen en los cuatro cuadrantes de cualquier CML. Las patas muertas potencialmente corrosivas con CML deben rastrearse ra strearse en un circuito de tubería separado de la tubería de la línea principal. Estos puntos muertos o puntos bajos generalmente se identifican y documentan en los registros de inspección y en las ISO de inspección. Los deadlegs se pueden combinar en un circuito si sus mecanismos de daños anticipados y las tasas de corrosión son similares. Las inspecciones deben incluir radiografía de perfil en las patas muertas de diámetro pequeño, como respiraderos y desagües, y escanear UT o RT en las piernas muertas de diámetro más grande. Otras técnicas de examen para deadlegs incluyen EMAT y PEC. Profile RT debe emplearse para deadlegs que pueden ser susceptibles a depósitos de suciedad que podrían causar corrosión debajo del depósito u otros problemas de integridad (por ejemplo, suciedad en las líneas de alivio). Las patas muertas que pueden recoger agua y ser susceptibles a la congelación por condiciones ambientales externas deben estar adecuadamente aisladas y trazadas con calor para tales casos. 6.6.3 Inspección de tubería auxiliar La inspección del SBP auxiliar asociado con los instrumentos y la maquinaria es opcional y la necesidad de la cual normalmente se determinaría mediante la evaluación de riesgos. Los criterios a considerar para determinar si SBP auxiliar necesitará alguna forma de inspección incluyen los siguientes: a) clasificación de tuberías; b) potencial de grietas ambientales o por fatiga, particularmente en SBP no arriostrado (por ejemplo, compresores reciprocantes y centrífugos, 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 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 de diámetro pequeño y auxiliares. Al A l seleccionar CML en conexiones roscadas, incluya aquellas conexiones roscadas que se pueden radiografiar durante las inspecciones programadas. Cuando se suelden juntas roscadas para reducir la probabilidad 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. fatig a. Como tal, deben evaluarse periódicamente y considerarse para una posible renovación con una pared más gruesa o un diseño conjunto mejorado. La necesidad de tal renovación dependerá de varios problemas, incluidos los siguientes: a) clasificación de tuberías, b) magnitud y frecuencia de vibración, c) cantidad de peso no soportado, d) espesor actual de la pared de la tubería, e) si el sistema puede mantenerse en funcionamiento o no, f) tasa de corrosión, g) servicio intermitente. 6.7 Inspección y mantenimiento de dispositivos de alivio de presión (PRD) 6.7.1 General Los PRD deben ser probados y reparados por organización de reparación con experiencia en mantenimiento de dispositivos de alivio deuna 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 garantía de calidad completamente documentado. Como mínimo, se incluirá lo siguiente en el manual de garantía de calidad: a) página de título; b) registro de revisión; c) página de contenidos; d) declaración de autoridad y responsabilidad;
e) organigrama; f) alcance del trabajo; g) dibujos y controles de especificación; h) requisitos para el control de materiales y piezas; i) programa de reparación e inspección; j) requisitos para soldadura, ECM y tratamiento térmico; k) requisitos para pruebas de válvulas, ajuste, pruebas de fugas y sellado; l) ejemplo general de la placa de identificación de reparación de la válvula; m) requisitos para calibrar mediciones y medidores de prueba; n) requisitos para actualizar y controlar copias del manual de control de calidad; o) formularios de muestra; p) capacitación y calificaciones requeridas para el personal de reparación; q) requisitos para el manejo de 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. 6.7.3 PRD Intervalos de prueba e inspección 6.7.3.1 General Los dispositivos de alivio de presión se deben probar e inspeccionar a intervalos que sean lo suficientemente frecuentes como para verificar que las válvulas funcionen de manera confiable en las condiciones particulares de servicio. Otros dispositivos de alivio de presión (por ejemplo, discos de ruptura y válvulas rompevacío) se inspeccionarán a intervalos según las condiciones de servicio. El inspector, ingeniero u otra persona calificada determina el intervalo de inspección para todos los dispositivos de alivio de presión según el sistema de garantía de calidad del propietario / usuario. 6.7.3.2 PRD Intervalos de prueba e inspección A menos que la experiencia documentada y / o una evaluación RBI indiquen que un intervalo más largo es aceptable, los intervalos de prueba e inspección para dispositivos de alivio de presión en servicios de proceso típicos no deben exceder: a) 5 años para servicios de proceso típicos, y b) 10 años para servicios limpios (sin incrustaciones) y no corrosivos. Cuando se descubre que un dispositivo de alivio a livio de presión está muy sucio o atascado, o cuando un PRD falla una prueba pop recibida, el intervalo de inspección y prueba se reducirá a menos que una revisión muestre que el dispositivo funcionará de manera confiable en el intervalo actual. El usuario propietario debe definir los criterios que constituyen una falla de prueba emergente "tal como se recibió". El usuario propietario puede definir los criterios de
falla en función de la presión de prueba emergente "Como recibida" como un porcentaje de la presión establecida. Como criterio predeterminado para una válvula atascada, use un máximo de 150% de la presión establecida más allá de la cual la válvula se clasifica como cerrada si no se abre, y la prueba se suspende. La revisión debe determinar la causa de la falla o las razones por las cuales el dispositivo de alivio de presión no funciona correctamente. Cuando se eliminan los PRD para inspección y prueba, las líneas de entrada y salida deben inspeccionarse visualmente para detectar suciedad y taponamiento. Consulte API 576 para obtener información adicional sobre los resultados de la prueba emergente PRD y las investigaciones. 7 Evaluación, análisis y registro de datos de inspección 7.1 Determinación de la velocidad de corrosión 7.1.1 General 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 tasa de corrosión a largo plazo (LT) de una CML individual se calculará a partir de la siguiente fórmula: La tasa de corrosión a corto plazo (ST) de una CML individual se calculará a partir de la siguiente fórmula: dónde t inicial es el grosor, en pulgadas (milímetros), en la misma ubicación que la medida real en la instalación inicial o al comienzo de un nuevo entorno de velocidad de corrosión; t anterior es el grosor, en pulgadas (milímetros), en el mismo lugar que el tactual medido durante una o más inspecciones i nspecciones previas. Las tasas de corrosión LT y ST deben compararse para ver cuál resulta en la vida útil más corta como parte de la evaluación de datos. El inspector autorizado, en consulta con un especialista en corrosión, seleccionará la velocidad de corrosión que mejor refleje 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, gráficas de probabilidad o herramientas relacionadas) para establecer una corrosión representativa, la vida útil restante y / o la fecha de reinspección. Cualquier enfoque estadístico debe ser documentado. Se debe tener cuidado c uidado para garantizar que el tratamiento estadístico de los resultados de los datos refleje una representación razonablemente conservadora de los diversos componentes de la tubería dentro del circuito. El análisis estadístico que emplea mediciones puntuales no es aplicable a los circuitos de tuberías con mecanismos de corrosión impredecibles localizados significativos (ver notas adicionales y análisis estadístico en 6.5). Hay muchas herramientas estadísticas que pueden emplearse una
vez que los circuitos de tuberías se han establecido correctamente. Si bien dichos cálculos ofrecen un medio conveniente para resumir numéricamente los datos del Circuito, a menudo es la combinación de estadísticas descriptivas más visualización de datos a través de gráficos estadísticos los que proporcionan los resultados r esultados más útiles. Ver API 574 para una discusión adicional sobre métodos de análisis estadístico. 7.2 Cálculos de vida restante La vida restante se calculará a partir de la siguiente fórmula: dónde t real es el grosor real, en pulgadas (milímetros), medido en el momento de la inspección para una ubicación o componente dado como se especifica en 5.7. t requerido es el espesor requerido, en pulgadas (milímetros), en la misma ubicación o componente que la medición real calculada por las fórmulas de diseño (por ejemplo, presión y estructura) antes de agregar la tolerancia a la corrosión y la tolerancia del fabricante. 7.3 Sistemas de tuberías recién instalados o cambios en el servicio Para los nuevos sistemas de tuberías y sistemas de tuberías para los que se cambian las condiciones servicio,a se empleará unosedepuede los siguientes métodos determinar la tasa probable de de corrosión partir de la cual estimar el espesorpara de pared restante en el momento 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 sistemas de tuberías de material similar en un servicio comparable y condiciones de operación comparables. b) Si no se dispone de datos para el mismo servicio o 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. c) Si la tasa de corrosión probable no puede determinarse por ninguno de los métodos enumerados en 7.3a) o 7.3b), las determinaciones iniciales de medición de espesor se realizarán después de no más de tres meses de servicio utilizando mediciones de espesor no destructivas del sistema de tuberías. Los dispositivos de monitoreo de corrosión, como los cupones de corrosión o las sondas de corrosión, pueden ser útiles para establecer el momento de estas mediciones de espesor. Las mediciones posteriores se realizarán después de intervalos apropiados hasta que se establezca la velocidad de corrosión. 7.4 Tuberías existentes y de reemplazo Las tasas de corrosión se calcularán según uno de los métodos identificados en 7.1. Para tuberías de reemplazo reparadas o en especie, la tasa de corrosión se establecerá en función de la tasa medida en el peor de los casos anteriores en la ubicación de reemplazo o la tasa promedio del circuito. Si los cálculos indican que se ha asumido una tasa de corrosión imprecisa, la tasa que se utilizará para el próximo período se ajustará para estar de acuerdo con la tasa real encontrada. 7.5 Determinación de MAWP
El MAWP para el uso continuo 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) calidad de materiales y mano de obra, c) requisitos de inspección, d) refuerzo de aberturas, e) cualquier requisito de servicio cíclico. Para materiales desconocidos, los cálculos se pueden realizar asumiendo el material de grado más bajo y la eficiencia conjunta en el código aplicable. Cuando se recalcula el MAWP, el grosor de la pared utilizado en estos cálculos debe ser el grosor real según lo determinado por la inspección menos dos veces la pérdida de corrosión estimada antes de la fecha de la próxima inspección (ver 6.3.3). Se tomarán en cuenta las otras cargas de acuerdo con el código aplicable. Los permisos de código aplicables para variaciones de presión y temperatura del MAWP están permitidos siempre que se cumplan todos los criterios de código asociados. El Anexo D contiene dos ejemplos de cálculos de MAWP que ilustran el uso del concepto de vida media de corrosión. 7.6 Determinación de espesor requerida El espesor requerido de una tubería debe ser mayor que 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 pérdidas de metal no descubiertas. Consulte API 574, Segunda edición, Sección 11 para obtener información sobre la determinación de espesores de diseño de presión, espesores mínimos estructurales, mínimos espesores requeridos y espesores mínimos mínimos de alerta. La Tabla 7 en la Sección 12 de API 574 proporciona ejemplos de espesores mínimos de alerta y espesores mínimos estructurales predeterminados para tuberías de acero al carbono y de baja aleación que operan por debajo de 400 ° F (205 ° C). 7.7 Evaluación de los resultados de la inspección Los componentes que contienen presión que presentan degradación que podría afectar su capacidad de carga [cargas de presión y otras cargas aplicables (por ejemplo, peso, viento, etc., según API 579-1 / ASME FFS-1)] se evaluarán para un servicio continuo o se eliminarán desde el servicio hasta que se realicen acciones correctivas / reparaciones. Se pueden utilizar técnicas de aptitud para el servicio, como las documentadas en API 579-1 / ASME A SME FFS-1, última edición, para esta evaluación. Las técnicas de aptitud para el servicio utilizadas serán aplicables a la degradación específica observada. Se pueden utilizar las siguientes técnicas según corresponda. a) Para evaluar la pérdida de metal en exceso de la tolerancia a la corrosión, c orrosión, 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 una tolerancia futura a la corrosión, que se establecerá en base a 7.1. b) Evaluación de la pérdida general de metales: API 579-1 / ASME FFS-1, Parte 4. c) Evaluación de la pérdida local de metal: API 579-1 / ASME FFS-1, Parte 5. d) Evaluación de corrosión por picadura: API 579-1 / ASME FFS-1, Parte 6. e) Para evaluar las ampollas y las 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 en base a 7.1. f) Para evaluar la desalineación de la soldadura 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 La tubería debe ser apoyada y guiada de modo que: a) su peso se transporta de forma segura, b) tiene suficiente flexibilidad para la expansión o contracción térmica, y c) no vibra excesivamente, y d) representa otras cargas (por ejemplo, las incluidas en el código original de construcción). La flexibilidad de la tubería es una preocupación cada vez mayor cuanto mayor es el diámetro de la tubería y mayor es la diferencia entre las condiciones co ndiciones de temperatura ambiente y de funcionamiento. El análisis la tubería para evaluar del sistema y la adecuación del soporte nodesetensión realiza de normalmente como parte la deflexibilidad una inspección de la tubería. Sin embargo, muchos sistemas de tuberías existentes se analizaron como parte de su diseño original o como parte de una revaloración 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. Consulte API 574 para obtener más información sobre el diseño de presión, el espesor mínimo requerido y el espesor mínimo estructural, incluidas incl uidas fórmulas, problemas de ejemplo y tablas predeterminadas de mínimos sugeridos. El análisis de tensión de las tuberías puede identificar los componentes más estresados 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 por ciclos de expansión térmica (calentamiento y enfriamiento) y / o daños por fluencia en tuberías de alta temperatura. La comparación de los movimientos térmicos pronosticados con el movimiento observado puede ayudar a identificar la ocurrencia de condiciones de operación inesperadas y el deterioro de las guías y soportes. Puede ser necesario consultar con el ingeniero de tuberías para explicar las desviaciones observadas de las predicciones de análisis, particularmente partic ularmente para sistemas complicados que involucran múltiples soportes y guías entre puntos finales. El análisis de tensión de la tubería también puede emplearse para ayudar a resolver los problemas de vibración observados en la tubería. El análisis puede predecir las frecuencias naturales en las que vibrará un sistema de tuberías. Los efectos del guiado adicional se pueden evaluar para evaluar su capacidad para controlar la vibración al aumentar 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 agregadas para controlar la vibración no restrinjan adversamente 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 deben mantener registros permanentes y progresivos de sus sistemas de tuberías y dispositivos di spositivos de alivio de presión. Se mantendrán registros permanentes durante toda la vida vi da útil de cada sistema de tuberías. Como parte de estos registros, los registros de inspección y mantenimiento progresivos se actualizarán periódicamente 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 El sistema de tuberías y los lo s registros 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 t ratamiento térmico, cálculos de dimensionamiento de dispositivos de alivio de presión y construcción dibujos. b) Historial de inspección: por ejemplo, informes de inspección y datos para cada tipo de inspección realizada (p. ej., mediciones internas, externas, de espesor) y recomendaciones de inspección para reparación. Los informes de inspección deben 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 de tuberías RBI deben estar de acuerdo con API 580. c) Información de reparación, alteración y recalificación: por ejemplo: 1) formas de reparación y alteración si están preparadas;
2) informes que indican que los sistemas de tuberías aún en servicio con deficiencias identificadas, reparaciones temporales o recomendaciones de reparación, son adecuados para un servicio continuo hasta que se puedan completar las reparaciones; y 3) volver a calificar la documentación (incluidos los cálculos de recalificación y las nuevas condiciones de diseño. 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 apropiada de API 579-1 / ASME A SME 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, los daños mecánicos del mantenimiento también deben estar disponibles para el inspector. 7.9.4 Registros informáticos El uso de un sistema basado en computadora para almacenar, calcular y analizar datos debe considerarse en vista del volumen de datos que se generará como parte de un programa de inspección siguiente: de tuberías. Los programas de computadora son particularmente útiles para lo 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 vencidos para inspección, tuberías cercanas al espesor mínimo requerido y otra información. 7.9.5 Registros del circuito de tuberías La siguiente información debe registrarse para cada circuito de tuberías en el que se encuentran las CML: a) material de construcción / especificación de tubería; b) diámetro de la tubería: c) presiones y temperaturas de operación y diseño; d) clasificación de brida ANSI; e) fluidos de proceso; f) clasificación de tuberías (si no se está utilizando RBI); g) aislamiento, trazado de calor, PWHT; h) si el circuito es un punto muerto, punto de inyección, servicio intermitente u otro circuito especial; i) la tasa de corrosión y la vida útil restante de, al menos, el punto límite de examen en el circuito;
j) intervalo máximo para inspección externa; k) intervalo máximo para la inspección de medición de espesor; l) cualquier modo de corrosión inusual o localizado que requiera técnicas de inspección especializadas; m) características particulares del circuito que podrían someterlo a aumentos rápidos de corrosión en caso de un trastorno del proceso o pérdida del flujo del fluido de inyección. 7.9.6 Dibujos isométricos de inspección (ISO) El propósito principal de las ISO de inspección es identificar la ubicación de las CML e identificar la ubicación de cualquier mantenimiento recomendado. Se recomiendan las ISO de inspección y deben contener lo siguiente: sig uiente: a) todos los componentes significativos de los circuitos de tuberías (por ejemplo, todas las válvulas, codos, tes, ramificaciones, etc.); b) material de construcción y rupturas de especificación; c) diámetro de la tubería; d) aislado o no; e) todas las tuberías secundarias para circuitos de tuberías de Clase 1 (o RBI de alta consecuencia); f) tubería secundaria hasta la válvula de bloqueo que normalmente se usa para la tubería de la unidad Clase 2 (o consecuencia RBI apropiada); g) todas las CML con información adecuada para localizar las CML; h) orientación y escala adecuadas para proporcionar detalles legibles; i) números y cambios del circuito de tuberías; j) números de dibujo de continuación; 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 bastidor de tubería 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 de estanterías que describan adecuadamente el sistema sin ISO. Se recomiendan los ISO de inspección para las tuberías de bastidor Clase 2 (o consecuencia RBI apropiada) con CML, excepto que se pueden usar dibujos de tipo cuadrícula 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. Las ISO de inspección no necesitan dibujarse a escala o mostrar dimensiones a menos que sea necesario para ubicar las CML. 7.10 Recomendaciones de inspección para reparación o reemplazo
Se requiere una lista de recomendaciones de reparación o reemplazo (incluye recomendaciones para no conformidades) que afectan la integridad i ntegridad 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 objetivo para la acción recomendada, c) identificador del sistema de tuberías (por ejemplo, sistema de tuberías o número de circuito) que afecta la recomendación. d) lista de reparaciones temporales que pueden necesitar monitoreo de seguimiento y reemplazo eventual. Se requiere un sistema de gestión para rastrear y revisar periódicamente las recomendaciones pendientes. 7.11 Registros de inspección para inspecciones externas Los resultados de las inspecciones externas del sistema de tuberías deben documentarse. Se recomienda una combinación de lista 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 asuntos 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 eliminación de aislamiento o NDE. La ubicación puede identificarse mediante el establecimiento de una CML en el ISO de inspección apropiado o con ISOs de construcción marcados e informes narrativos. 7.12 Informes de fallas y fugas de tuberías Las fugas y fallas en las tuberías que ocurran como resultado de corrosión, grietas o daños mecánicos deben registrarse y notificarse al propietario / usuario. Al igual que con otras fallas de tuberías, se investigarán las fugas y fallas en los sistemas de tuberías 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 documentarán en los registros de inspección. 7.13 Aplazamiento de inspecciones, pruebas y exámenes Las inspecciones, pruebas o exámenes para tuberías y dispositivos de alivio de presión asociados que no pueden completarse para su fecha de vencimiento pueden diferirse por un período específico, sujeto a los requisitos en las siguientes subsecciones. Este código no permite las tuberías o dispositivos de alivio de presión que funcionan 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 documentarse. Las tuberías o dispositivos de alivio de presión a los que se les otorgó un aplazamiento se pueden operar hasta la nueva fecha de vencimiento sin que se consideren atrasados para las inspecciones, pruebas o exámenes diferidos. 7.13.1 Aplazamiento simplificado
El propietario-usuario puede aprobar un aplazamiento a corto c orto plazo simplificado si se cumplen todas las condiciones siguientes: a) La fecha de vencimiento actual para la inspección, prueba o examen no ha sido diferida previamente. b) La nueva fecha de vencimiento propuesta no aumentaría el intervalo actual de inspección / servicio o la fecha de vencimiento en más del 10% o seis meses, lo que sea menor. c) Se ha completado una revisión de las condiciones de operación actuales, así como el historial de la tubería o del dispositivo de alivio de presión, con resultados que respaldan un aplazamiento a corto plazo / único. d) La solicitud de aplazamiento tiene el consentimiento del inspector que representa o está empleado por el propietario-usuario y un representante (s) de gestión de operaciones apropiado. e) Las actualizaciones de los registros de tuberías o dispositivos de alivio de presión con documentación de aplazamiento se completan antes de que se opere más allá de la fecha de vencimiento original. 7.13.2 Aplazamiento Las solicitudes de aplazamiento que no cumplan c umplan las condiciones de un aplazamiento simplificado deberán seguir un procedimiento / proceso de aplazamiento documentado que incluya todos los siguientes requisitos mínimos: a) Realice una evaluación de riesgos documentada o actualice una evaluación de 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 propietario-usuario. -usuario. La evaluación de riesgos puede incluir cualquiera c ualquiera de los siguientes elementos según lo considere necesario el propietario / usuario: - idoneidad para los resultados del análisis del servicio; - consecuencia del fracaso; - susceptibilidades de mecanismos de daño aplicables y tasas de degradación; - vida restante calculada; - condiciones / hallazgos históricos de las inspecciones, pruebas y exámenes y su importancia técnica; - alcance y / o probabilidad de detección (es ( es decir, efectividad) de inspecciones, pruebas o exámenes previos, así como la cantidad de tiempo transcurrido desde la última vez que se realizaron; - 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 previa de aplazamiento en la misma tubería o dispositivo de alivio de presión; - condiciones / hallazgos históricos para tuberías o dispositivos de alivio de presión en servicios similares, si están disponibles.
b) Determine si el aplazamiento requiere la implementación o la modificación de las ventanas operativas de integridad existentes o los límites lí mites de control del proceso operativo. c) Revise el plan de inspección actual para determinar si se necesitan modificaciones para respaldar el aplazamiento. d) Obtenga el consentimiento y la aprobación del personal de tuberías apropiado, incluido el inspector que representa o es empleado por el propietario-usuario y los representantes de gestión de operaciones apropiados. e) Las actualizaciones de los registros de tuberías o dispositivos de alivio de presión con documentación de aplazamiento se completan antes de que se opere más allá de la fecha de vencimiento original. 8 Reparaciones, alteraciones y revaloración de sistemas de tuberías 8.1 Reparaciones y alteraciones 8.1.1 General Los principios de ASME B31.3 o el código con el que se construyó el sistema de tuberías se seguirán en la medida práctica para 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, revaloración, reparación y alteración de los sistemas operativos de tuberías. Cuando ASME B31.3 no se pueda seguir 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 deberá guiarse por API 570 en lugar de estricto 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". Los principios y prácticas de API 577 también se deben seguir para todas las reparaciones y modificaciones soldadas. 8.1.2 Autorización Todo el trabajo de reparación y alteración debe ser realizado por una organización de reparación como se define en la Sección 3 y debe ser autorizado por el inspector antes de su inicio. La autorización para trabajos de alteración de un sistema de tuberías no puede otorgarse sin previa consulta y aprobación del ingeniero de tuberías. El inspector designará cualquier punto de retención de inspección requerido durante la secuencia de reparación o alteración. El inspector puede otorgar una autorización general previa para reparaciones 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 de diseño, ejecución, materiales, procedimientos de soldadura, exámenes ex ámenes y pruebas propuestos 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 curso.
Las reparaciones de soldadura de grietas que ocurrieron durante el servicio no deben intentarse sin previa consulta con el ingeniero de tuberías para identificar y corregir la causa de la grieta. Los ejemplos son grietas sospechosas de ser causadas por vibraciones, ciclos térmicos, problemas de expansión térmica y grietas g rietas ambientales. El inspector aprobará todos los trabajos de reparación y alteración en los puntos de retención 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 (incluidas en la corriente) 8.1.4.1 Reparaciones temporales Para reparaciones temporales, incluso en la corriente, se puede aplicar una envoltura soldada de envoltura completa o un gabinete tipo caja diseñado por el ingeniero de tuberías sobre el área dañada o corroída. Consulte varios artículos en ASME PCC-2 para obtener más información sobre reparaciones de sistemas de tuberías. Las grietas longitudinales no se repararán de esta manera a menos que el ingeniero de tuberías haya determinado que no se espera que las grietas se propaguen por debajo del manguito. En algunos En algunos casos, el ingeniero de tuberías deberá consultar con un analista de fracturas. El diseño de cerramientos temporales y reparaciones deberá ser aprobado por el ingeniero de tuberías. Si el área de reparación está localizada (por ejemplo, picaduras o poros) 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 un acoplamiento dividido o parche de placa adecuadamente diseñado sobre el área picada o localmente diluida (ver 8.1.4 para consideraciones de diseño y el Anexo C para un ejemplo). El material para la reparación debe coincidir con el metal base a menos que esté aprobado por el ingeniero de tuberías. No se instalará un parche soldado con filete encima de un parche soldado con filete existente. Al instalar un parche soldado con filete adyacente a un parche soldado con filete existente, la distancia mínima entre la punta de la soldadura de filete no debe ser inferior a: dónde d es la distancia mínima entre las puntas de las soldaduras de filete de los accesorios de soldadura de filete adyacentes, en pulgadas (milímetros); R es el radio interior en pulgadas (milímetros); t es el espesor mínimo requerido del parche soldado en filetes en pulgadas (milímetros). ( milímetros). Para fugas menores y adelgazamiento por debajo de T min, se pueden soldar recintos diseñados adecuadamente sobre la fuga o tubería delgada mientras el sistema de tubería está en servicio, siempre que el inspector esté convencido de que el espesor adecuado permanece en la ubicación real de la soldadura propuesta y HAZ, y el componente de tubería puede resistir la soldadura sin la posibilidad de daños materiales adicionales, como por ejemplo por servicio cáustico. Cualquier fuga en un servicio de Clase 1 o donde se determina que una 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 por una reparación permanente adecuada en la próxima oportunidad o portunidad 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 l os componentes de la tubería se pueden hacer preparando una ranura de soldadura que elimine completamente el defecto y luego llenando 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 deben eliminarse antes de soldar. Se aplicarán los métodos NDE apropiados después de completar la soldadura. Si es posible sacar el sistema de tuberías de servicio, el áárea rea defectuosa se puede eliminar cortando una sección cilíndrica y reemplazándola con un componente de tubería que cumpla con el código aplicable. Se pueden usar parches derequisitos: inserción (parches al ras) para reparar áreas dañadas o corroídas si se cumplen los siguientes a) se proporcionan soldaduras de ranura de penetración completa; b) para los sistemas de tuberías de Clase 1 y Clase 2, las soldaduras deben ser 100% radiografiadas o probadas por ultrasonidos utilizando procedimientos NDE aprobados por el inspector; c) los parches pueden tener cualquier c ualquier forma pero deben tener esquinas redondeadas [radio mínimo de 1 pulg. (25 mm)]. Consulte ASME PCC-2 Parte 2 para obtener más información sobre varias reparaciones soldadas a los sistemas de tuberías. 8.1.5 Reparaciones sin soldadura (en curso) Las reparaciones temporales de secciones localmente adelgazadas o defectos lineales l ineales circunferenciales se pueden realizar en la instalación instalando un gabinete correctamente diseñado y aplicado (por ejemplo, abrazadera atornillada, envoltura de compuesto no metálico, envolturas metálicas y epoxídicas u otra reparación temporal aplicada no soldada). El diseño debe incluir el control co ntrol de las cargas axiales de empuje si el componente de tubería que se está encerrando es (o puede llegar a ser) insuficiente para controlar el empuje de presión. También se considerará el efecto de las l as fuerzas de cerramiento (aplastamiento) sobre el componente. Consulte ASME PCC-2 Parte 4 para obtener más información sobre métodos de reparación de envolturas compuestas no metálicas. Durante los cambios u otras oportunidades o portunidades apropiadas, se deben retirar los dispositivos temporales de sellado y disipación de fugas (por ejemplo, envoltura de cables, 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 el ingeniero de tuberías deberán participar en la determinación de los métodos y procedimientos de reparación. Los dispositivos de sellado y disipación de fugas temporales pueden permanecer en su lugar durante un período de tiempo más largo solo si el ingeniero de tuberías los 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 extracción o reemplazo de la válvula queda a discreción del operador propietario. Los procedimientos que incluyen fluidos de sellado de fugas ("bombeo") para tuberías de proceso deben revisarse para su aceptación por el inspector o el ingeniero de tuberías. La revisión debe tener en cuenta la compatibilidad del sellador con el material con fugas; la presión de bombeo en la abrazadera (especialmente cuando se vuelve a bombear) y cualquier fuerza de aplastamiento resultante; y; el riesgo de que el sellador afecte medidores de flujo aguas abajo, dispositivos de alivio de presión o maquinaria; el riesgo de fugas posteriores en las roscas de los pernos que provocan corrosión o agrietamiento por corrosión bajo tensión de los pernos; y la cantidad de veces que se vuelve a llenar el área de sellado. Consulte ASME PCC-2 Parte 3 para obtener más información sobre reparaciones no soldadas de sistemas de tuberías. 8.2 Soldadura y Hot Tapping 8.2.1 General Todas las reparaciones y modificaciones de soldadura deben realizarse de acuerdo con los principios de ASME B31.3 o el código con el que se construyó el sistema de tuberías. Cualquier soldadura realizada en los componentes de la tubería en operación se realizará de acuerdo con API 2201. El inspector deberá utilizar como mínimo la "Lista de verificación sugerida para el hot tap" contenida en API 2201 para el hot tap realizado en los componentes de la tubería. Consulte API 577 para obtener más orientación sobre el hot tapping y la soldadura en servicio. 8.2.2 Procedimientos, calificaciones y registros La organización de reparación debe usar soldadores y procedimientos de soldadura calificados de acuerdo con ASME B31.3 o el código con el que se construyó la tubería. Consulte API 577 para obtener orientación sobre procedimientos y calificaciones de soldadura. La organización de reparación deberá mantener registros de los 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 General Consulte API 577 para obtener orientación sobre precalentamiento y PWHT. 8.2.3.2 Precalentamiento Las temperaturas de precalentamiento utilizadas en las reparaciones de soldadura deben estar de acuerdo con el código aplicable y el procedimiento de soldadura calificado. Las excepciones para reparaciones temporales deberán ser aprobadas por el ingeniero de tuberías.
NOTA El precalentamiento solo no puede considerarse como una alternativa a la prevención de grietas ambientales. Los sistemas de tuberías construidos con aceros que inicialmente requieren PWHT normalmente reciben tratamiento térmico posterior a la soldadura si se realizan alteraciones o reparaciones que involucran soldadura por retención de presión. 8.2.3.3 PWHT Las reparaciones o alteraciones de PWHT PW HT del sistema de tuberías deben realizarse utilizando los requisitos aplicables de ASME B31.3 o el código con el que se construyó la tubería. Ver 8.2.4 para 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. PWHT local puede ser sustituido por bandas de 360 ° en reparaciones locales en todos los materiales, siempre que se apliquen las siguientes precauciones y requisitos. a) Se revisa la aplicación y el ingeniero de tuberías desarrolla un procedimiento. b) Al evaluar la idoneidad de un procedimiento, se deben tener en cuenta los factores aplicables, como el grosor del metal base, los gradientes térmicos, las propiedades del material, los cambios resultantes de PWHT, la l a necesidad de soldaduras de penetración completa y los exámenes de superficie y volumétricos después de PWHT . Además, las deformaciones y distorsiones globales y locales resultantes del calentamiento ca lentamiento de un área restringida local de la pared de la tubería deben considerarse al desarrollar y evaluar los procedimientos PWHT. c) Se mantiene un precalentamiento de 150 ° C (300 ° F) o más, según lo especificado por los procedimientos de soldadura específicos, durante la soldadura. d) La temperatura PWHT requerida se mantendrá durante una distancia de no menos de dos veces el espesor del metal base medido desde la soldadura. La temperatura PWHT se controlará mediante un número adecuado de termopares (un mínimo de dos) en función del tamaño y la forma del área que se trata con calor. e) El calor controlado también se aplicará a cualquier conexión de derivación u otro accesorio acc esorio 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 de precalentamiento o deposición controlada como alternativas al tratamiento térmico posterior a la soldadura 8.2.4.1 General En algunos casos, el PWHT P WHT completo puede tener efectos adversos potenciales en los equipos y las tuberías. Sin embargo, la tubería puede haber sido or originalmente iginalmente PWHT o puede requerir PWHT de acuerdo con el código de construcción original. En estos casos, se puede usar soldadura de precalentamiento y deposición controlada en lugar de PWHT, como se describe en 8.2.4.2 y 8.2.4.3.
Sin embargo, antes de usar métodos alternativos, al ternativos, un ingeniero de tuberías debe asegurarse de que la alternativa sea adecuada basándose en una revisión metalúrgica. La revisión considerará factores tales como la razón 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 de acuerdo con las reglas de acuerdo con el código / estándar aplicable. Asimismo, se debe considerar la adecuación de la unión soldada en las condiciones de operación y prueba de presión. Cuando se hace referencia en esta sección a los materiales por las designaciones de ASME, los números P y los números de grupo, los requisitos de esta sección se aplican a los materiales aplicables del código de construcción original, ya sea ASME u otros, que se ajusten a la composición química y mecánica propiedades de las designaciones de número P y número de grupo de ASME. Las alteraciones de la tubería del proceso del límite de presión o las soldaduras de reparación que inicialmente requirieron PWHT deben tratarse con calor después de la soldadura, con co n las excepciones enumeradas en 8.2.4.2 y 8.2.4.3. Si es válido para el diseño nominal actual, el factor de eficiencia de la junta original puede usarse cuando se practican tratamientos térmicos posteriores a la soldadura. 8.2.4.2 Método de precalentamiento (no se requiere prueba de dureza de 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 aceros Mn-Mo en el Grupo 2) b) La soldadura se limitará a los procesos de soldadura por arco metálico protegido (SMAW), soldadura por arco metálico con gas (GMAW), arco de gastungsten (GTAW) y soldadura por arco con núcleo de flujo (FCAW). Los soldadores y los procedimientos de soldadura deberán estar calificados 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. El área de soldadura debe precalentarse y mantenerse a una temperatura mínima de 300 ° F (150 ° C) durante la soldadura. La temperatura de 300 ° F (150 ° C) debe verificarse para asegurar que 4 pulg. (100 mm) del material o cuatro veces el grosor 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). Cuando la soldadura no penetra en todo el espesor del material, el precalentamiento mínimo y las temperaturas máximas entre pasadas solo deben mantenerse a una distancia de 4 pulg. (100 mm) o cuatro veces la profundidad de la soldadura de reparación, lo que sea mayor en cada lado de la articulación. 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 tenacidad 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 grapas de soporte de soldadura. NOTA No se requieren pruebas de resistencia a la muesca ccuando uando se usa este método de precalentamiento en lugar de PWHT. 8.2.4.3 Método de soldadura por deposición controlada (se requiere prueba de dureza de muesca) El método de soldadura por deposición controlada puede usarse en lugar de PWHT de acuerdo con lo siguiente: a) La prueba de tenacidad de muesca, como la establecida por ASME B31.1, Capítulo III Sección 323, es necesaria cuando el código original de construcción o el código de construcción aplicables al trabajo planeado pl aneado requieren pruebas de impacto. b) Los materiales se limitarán a P-No. 1, P-No. 3, y P-No. P -No. 4 aceros. c) La soldadura se limitará a los procesos de soldadura por arco metálico protegido (SMAW), soldadura por arco metálico por gas (GMAW), soldadura por arco con núcleo de flujo (FCAW) y soldadura por arco de gas-tungsteno (GTAW). d) Se debe desarrollar y calificar una especificación de procedimiento de soldadura para cada aplicación. El procedimiento de soldadura definirá la temperatura de precalentamiento y la temperatura entre pasadas e incluirá el requisito de temperatura de postcalentamiento 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 de material (incluido el tipo de especificación, grado, clase y condición del tratamiento térmico) como el original especificación de material 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 será de menor resistencia o tendrá un contenido de carbono de más del 0.35%. e) Cuando el código de construcción aplicable a los trabajos planificados requiera pruebas de impacto, el PQR debe incluir pruebas suficientes para determinar si la resistencia r esistencia del metal de soldadura y la zona afectada por el calor del metal base en la condición de soldadura es adecuada a la temperatura mínima de diseño del metal (como los criterios utilizados en ASME B31.3). Si se necesitan límites de dureza especiales (por ejemplo, como se establece en NACE RP 0472 y MR 0103) para resistencia a la corrosión, el PQR también incluirá pruebas de dureza. f) El 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 debe exceder la utilizada en la prueba de calificación del procedimiento. 3) La temperatura mínima de precalentamiento para la soldadura no debe ser inferior a la utilizada en la prueba de calificación del procedimiento.
4) La temperatura máxima entre pasadas para la soldadura no debe ser mayor que la utilizada en la prueba de calificación del procedimiento. 5) Se debe verificar la temperatura de precalentamiento para asegurar que 4 pulg. (100 mm) del material o cuatro veces el grosor del material (el que sea mayor) en cada lado de la unión de soldadura se mantendrá a la temperatura mínima durante la soldadura. Cuando la soldadura no penetra a través tr avés del espesor total del material, la ttemperatura emperatura 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 en cada lado de la articulación. 6) Para los procesos de soldadura permitidos en el Artículo c, use solo electrodos y metales de relleno que estén clasificados por la especificación de metal de relleno con un designador suplementario de hidrógeno difusible suplementario opcional de H8 o inferior. Cuando se utilizan gases de protección con un proceso, el gas debe exhibir un punto de rocío que no sea –50 ° C). superior a –60 ° F ( – Las superficies en las que se realizará la soldadura se mantendrán en estado seco durante la soldadura y libres de óxido, incrustaciones de molienda y contaminantes que producen hidrógeno, como aceite, grasa y otros materiales orgánicos. 7) La técnica soldadura debe ser técnica deposición controlada,del perla templada o media perla. de La técnica específica seuna utilizará ende la prueba de calificación procedimiento. 8) Para soldaduras hechas por SMAW, una vez que se complete el llenado, no permita que la soldadura se enfríe por debajo de la temperatura mínima de precalentamiento. Asimismo, aumente la temperatura de la soldadura a 500 ° F ± 50 ° F (260 ° C ± 30 ° C) por un período mínimo de dos horas. Esto ayuda a la difusión de gas de cualquier hidrógeno de metal de soldadura recogido durante la soldadura. Este horneado de hidrógeno se puede omitir cuando se especifica metal de relleno 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 de temple se elim eliminará inará sustancialmente al ras de la superficie del material base. Consulte el Boletín 412 del WRC para obtener información técnica de soporte adicional con respecto a la soldadura por deposición controlada. 8.2.5 Diseño Las juntas a tope deben ser soldaduras de ranura de penetración completa. Los componentes de la tubería se reemplazarán r eemplazarán cuando la reparación sea inadecuada. Las nuevas conexiones y reemplazos se diseñarán y fabricarán de acuerdo con los principios del código aplicable. El diseño de cerramientos temporales y reparaciones deberá ser aprobado 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 se ajusten a los principios del código aplicable. Los parches soldados con filete requieren consideraciones de diseño especiales, especialmente en relación con la eficiencia de la unión de soldadura y la corrosión de grietas. Los parches soldados con filete serán diseñados por el ingeniero de tuberías. Se puede aplicar un parche a
las superficies externas de la tubería, siempre que cumpla con 8.1.3 y cumpla cualquiera de los siguientes requisitos: a) el parche propuesto pro puesto proporciona una resistencia de diseño equivalente a una abertura reforzada diseñada de acuerdo con el código aplicable; b) el parche propuesto está diseñado para absorber la tensión de la membrana de la pieza de una manera que esté de acuerdo con los principios del código aplicable, si se cumplen los siguientes criterios: 1) el esfuerzo de membrana permitido no se excede en la parte de la tubería o el parche, 2) la tensión en el parche no produce tensiones de soldadura de filete que excedan las tensiones permitidas para tales soldaduras, 3) un parche superpuesto debe tener esquinas redondeadas (ver Anexo C). Los diferentes componentes en el mismo sistema de tuberías o circuito pueden tener diferentes temperaturas de diseño. Al establecer la temperatura de diseño, se debe considerar la temperatura del fluido del proceso, la temperatura ambiente, las temperaturas de los medios de calentamiento y enfriamiento y el aislamiento. 8.2.6 Materiales Los materiales utilizados para hacer reparaciones o alteraciones deberán ser de calidad soldable conocida, cumplir con el código aplicable y ser compatibles con el material original. Para los requisitos de verificación de materiales, ver 5.12. 8.2.7 ECM La aceptación de una reparación o alteración soldada incluirá NDE de acuerdo con el código aplicable y las especificaciones del propietario / usuario, a menos que se especifique lo contrario en API 570. También se deben seguir los principios y prácticas de API 577. Cuando se requieren exámenes de superficie y volumétricos, deben estar de acuerdo con ASME BPVC Sección V (o equivalente). 8.2.8 Prueba de presión Una vez completada la soldadura, se realizará una prueba de presión de acuerdo con 5.11 si es práctico y el inspector lo considere necesario. Normalmente se requieren pruebas de presión después de alteraciones y reparaciones mayores. Consulte ASME PCC-2, Artículo 5.1 para obtener más información sobre cómo realizar pruebas de presión. Cuando una prueba de presión no es necesaria o práctica, se utilizará ECM en lugar de una prueba de presión. La sustitución de los procedimientos NDE apropiados para una prueba de presión después de una alteración, recalificación o reparación solo se puede realizar después de consultar con el inspector y el ingeniero de tuberías. Para las líneas aisladas a isladas existentes que se someten a prueba de presión después de reparaciones, recalificaciones o alteraciones, no es necesario pelar el aislamiento en todas las soldaduras existentes. Las pruebas de presión con tiempos de retención más largos y las observaciones de los manómetros pueden sustituir la separación del aislamiento cuando los riesgos asociados con la fuga debajo del aislamiento son aceptables.
Cuando no es 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 exi existente, stente, se deben cumplir todos los siguientes requisitos. a) La sección de tubería nueva o de reemplazo se prueba a presión y se examina de acuerdo con el código aplicable que rige el diseño del sistema de tubería, o si no es práctico, las soldaduras se examinan con NDE apropiado, según lo especificado por el iinspector nspector de tuberías autorizado. b) La soldadura de cierre es una soldadura entre cualquier tubería o componente de tubería estándar de igual diámetro y grosor, alineado axialmente (sin corte a inglete) y de materiales equivalentes. Cuando las bridas deslizantes o los accesorios ac cesorios de soldadura por encaje estén permitidos por la especificación para el sistema de tuberías, pueden usarse dentro de las limitaciones de esa especificación. Las alternativas aceptables son: 1) bridas deslizantes para casos de diseño hasta Clase 150 y 500 ° F (260 ° C); y 2) accesorios soldados por encaje para tamaños NPS 2 o menos y estuches de diseño de hasta 500 ° F (260 ° C). Se utilizará un espaciador diseñado para soldar con casquillo u otros medios para establecer un mínimo Espacio de 1/16 pulg. (1.6 mm). Las soldaduras de casquillo deben cumplir con ASME B31.3 y deben tener un mínimo de dos pasadas. c) Cualquier soldadura final a tope de cierre será de 100% RT; o se puede utilizar la detección de defectos ultrasónicos por haz angular, siempre que se hayan 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 por 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 Volver a clasificar los sistemas de tuberías cambiando la clasificación de temperatura o el MAWP se puede hacer solo después de que se hayan cumplido todos los siguientes requisitos. a) Los cálculos los realiza el ingeniero de tuberías o el inspector. b) Todas las recalificaciones se establecerán de acuerdo con los requisitos del código para el cual se construyó el sistema de tuberías o mediante el cálculo utilizando 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 adecuado. d) Los sistemas de tuberías recalificados recalific ados se someterán a pruebas de fugas de acuerdo con el código con el que se construyó el sistema de tuberías o la última edición del código aplicable para las nuevas condiciones de servicio, a menos que uno de los siguientes sea verdadero.
1) Los registros documentados doc umentados indican que se realizó una prueba de fuga previa a una presión mayor o igual a la presión de prueba para la nueva condición. 2) La nueva tasa es un aumento en la temperatura de clasificación que no afecta el esfuerzo de tensión permisible. 3) La integridad de la tubería se confirma mediante técnicas de inspección no destructivas apropiadas en lugar de pruebas después de consultar con el inspector y el ingeniero de tuberías. e) El sistema de tuberías se verifica para afirmar que los dispositivos de alivio de presión requeridos están presentes, se establecen a la presión adecuada y tienen la capacidad adecuada a la presión establecida. f) La revisión 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 vválvulas, álvulas, bridas, pernos, juntas, empaquetaduras y juntas de expansión) son adecuados 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 mínima de operación se justifica por los res resultados ultados de la prueba de impacto, si así lo requiere el código aplicable. 9 Inspección de tuberías enterradas 9.1 General La inspección de las tuberías de proceso enterradas (no reguladas por el Departamento de Transporte de EE. UU.) Es diferente de otras inspecciones de tuberías de proceso porque el deterioro externo significativo puede ser causado por condiciones corrosivas del suelo y la inspección puede verse obstaculizada por la inaccesibilidad de las áreas 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. Las tuberías enterradas se inspeccionarán para determinar su condición de superficie externa. Los planes de inspección se basarán en una evaluación de la efectividad del sistema CP (si existe), si la tubería estaba revestida 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) desde dispositivos de monitoreo de espesor instalados permanentemente; e) de inspecciones realizadas con equipo visual remoto, si es posible; o
f) de los resultados de los estudios de protección catódica, o del examen de ondas guiadas utilizado para localizar áreas de interés para la inspección de seguimiento utilizando técnicas de medición de espesor más cuantitativas. 9.2 Vigilancia visual superior Las indicaciones de fugas en las tuberías enterradas pueden incluir un cambio en el contorno de la superficie del suelo, decoloración del suelo, ablandamiento del asfalto de pavimento, formación de piscinas, charcos de agua burbujeante u olor notable. Examinar la ruta de las tuberías enterradas es un método para identificar áreas problemáticas. 9.3 Encuesta potencial de intervalo cerrado El levantamiento potencial de intervalo cerrado 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 puede existir corrosión activa en la superficie de la tubería. Sin embargo, puede no ser un método confiable para la inspección de pérdida de pared por corrosión, ya que solo puede inferir la pérdida de pared del potencial de CP pero no detectar directamente la presencia de pérdida de pared. Las células de corrosión pueden formarse en tuberías desnudas y recubiertas donde el acero desnudo entra en contacto con el suelo. Dado que el potencial en el área de corrosión será notablemente diferente de un área adyacente en la tubería, esta técnica de levantamiento puede determinar la ubicación de la posible actividad de corrosión. 9.4 Encuesta de vacaciones sobre el revestimiento de tuberías La encuesta de vacaciones de revestimiento de tuberías [p. gradiente de voltaje de corriente continua (DCVG)] se puede usar para localizar defectos de recubrimiento en tuberías recubiertas enterradas, y se puede usar en sistemas de tuberías recién construidos para garantizar que el recubrimiento esté intacto y libre de vacaciones. Más a menudo se utiliza para evaluar la capacidad capac idad de servicio del revestimiento para tuberías enterradas que han estado en servicio durante un período prolongado de tiempo. A partir de los datos de la encuesta, se puede determinar la efectividad del recubrimiento y la tasa de deterioro del recubrimiento. Esta información se usa 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 desnudas o mal revestidas a menudo es causada por una mezcla de diferentes suelos en contacto con la superficie de la tubería. La cor corrosividad rosividad de los suelos se puede determinar mediante una medición de la resistividad del suelo. Los niveles más bajos de resistividad son relativamente más corrosivos que los niveles más altos, a ltos, especialmente en áreas donde la tubería está expuesta a cambios significativos en la resistividad del suelo. Las mediciones de la resistividad del suelo se deben realizar utilizando el método Wenner de cuatro pines de acuerdo con ASTM G57. En casos de tuberías paralelas o en áreas de tuberías que se cruzan, puede ser necesario usar el método de un solo pasador para medir con precisión la resistividad del suelo. Para P ara medir la resistividad de muestras de suelo de barrenos o excavaciones, una caja de suelo sirve como un medio conveniente para obtener resultados precisos.
Se debe considerar la profundidad de la tubería al seleccionar el método a utilizar y la ubicación de las muestras. La prueba y evaluación de los resultados debe ser realizada 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 ser monitoreadas regularmente para asegurar niveles adecuados de protección. El monitoreo debe incluir mediciones periódicas y análisis de potenciales de tubería a suelo por personal capacitado y experimentado en la operación del sistema de protección catódica. Es posible que se necesite un monitoreo más m ás frecuente de los componentes críticos de protección catódica, como los rectificadores de corriente impresa, para garantizar un funcionamiento confiable del sistema. Los propietarios / usuarios deben mantener registros apropiados del monitoreo y mantenimiento de CP realizado como resultado del monitoreo 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 varios métodos de técnicas de examen directo disponibles que se pueden aplicar a las tuberías enterradas y se puede encontrar una guía más extensa de 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 la pérdida de la pared y el daño por deformación, como abolladuras, ovalidad, abultamiento, hinchazón, etc. Ahora hay disponible una variedad de tecnologías que se pueden aplicar externamente a tuberías enterradas en una ubicación y seleccionar áreas seleccionadas desde esa posición. Estas técnicas pueden requerir algo de excavación, pero considerablemente menos que un acceso completo descrito anteriormente. Un ejemplo de estas técnicas es el examen de onda guiada, anteriormente conocido como ultrasonido de largo alcance (LRUT) o prueba de ultrasonido de onda guiada (GWUT). Estas tecnologías pueden permitir la detección de 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 recubrimientos 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 de una ubicación y son útiles para evaluar el daño en ubicaciones tales como las interfaces tierra-aire. Consulte API 574 para ver ejemplos de otras tecnologías. 9.8 Frecuencia y extensión de la inspección 9.8.1 Vigilancia visual superior El propietario / usuario debe, a intervalos de aproximadamente seis meses, inspeccionar las condiciones de la superficie en y adyacente a cada ruta de tubería enterrada (ver 9.2). 9.8.2 Encuesta de potencial de tubería a suelo
Se puede usar un estudio de potencial a intervalos cercanos en una línea protegida catódicamente para verificar que la tubería enterrada tenga un potencial protector en toda su longitud. Para tuberías con un recubrimiento deficiente donde los potenciales de protección catódica son inconsistentes, la encuesta se puede realizar a intervalos de tres a cinco años para verificar 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 de potencial de tubería a suelo a lo largo de la ruta de la tubería. La tubería se debe excavar para inspección o inspeccionar con NDE apropiada en sitios donde se han localizado posibilidades de celdas de corrosión activas para determinar el alcance del daño por corrosión. Es posible que se requiera un perfil de potencial continuo o una encuesta de intervalo cercano para ubicar mejor las celdas de corrosión activas. 9.8.3 Encuesta de vacaciones sobre revestimiento de tuberías La frecuencia de las encuestas de vacaciones de revestimiento de tuberías generalmente se basa en indicaciones de que otras formas de control de corrosión son ineficaces. Por ejemplo, en una tubería recubierta donde hay una pérdida gradual de potenciales de protección catódica o se produce una fuga de corrosión externa en un defecto de recubrimiento, se puede usar una encuesta de vacaciones de recubrimiento de tubería para evaluar el recubrimiento. 9.8.4 Corrosividad del suelo Para las tuberías enterradas en longitudes superiores a 100 pies (30 m) y no protegidas catódicamente, las evaluaciones de la corrosividad del suelo deben realizarse a intervalos apropiados en función de la probabilidad de cambio. Las mediciones de resistividad del suelo pueden usarse para la clasificación relativa de la corrosividad del suelo (ver 9.5). Los factores adicionales que pueden justificar la consideración son los cambios en la química del suelo y los análisis de la resistencia a la polarización del suelo y la interfaz de la tubería. 9.8.5 Intervalos de inspección externa e interna Si se espera corrosión interna de la tubería enterrada como resultado de la inspección en la parte superior de la línea, los intervalos de inspección y los métodos para la parte enterrada deben ajustarse en consecuencia. El inspector debe conocer cono cer y considerar la posibilidad de corrosión interna acelerada en las piernas muertas. La condición externa de las tuberías enterradas que no están protegidas catódicamente debe determinarse mediante pigging, que puede medir el grosor de la pared, o excavando excav ando de acuerdo con la frecuencia dada en la Tabla 4. La corrosión externa significativa detectada por pigging u otros medios puede requerir excavación y evaluación incluso si la tubería está protegida catódicamente. Las tuberías inspeccionadas periódicamente por excavación deben inspeccionarse en longitudes de 6 pies a 8 pies (2,0 ma 2,5 m) en uno o más lugares que se consideren más susceptibles a la corrosión. Las La s tuberías excavadas deben inspeccionarse en toda su circunferencia para determinar el tipo y grado de corrosión (picaduras o general) y la condición del recubrimiento.
Si la inspección revela un revestimiento dañado o tuberías corroídas, se deben excavar 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, deberá repararse o reemplazarse. Si la tubería está contenida dentro de una tubería de la carcasa, se debe inspeccionar el estado de la carcasa para determinar si ha entrado agua o tierra en la l a carcasa. El inspector 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 carcasa no se drena automáticamente, c) la tubería portadora de presión está adecuadamente revestida y envuelta, y d) no hay contacto metálico o electrolítico entre la carcasa y el tubo de transporte de presión. 9.8.6 Intervalos de prueba de fugas Una alternativa o suplemento a la inspección es la prueba de fugas con líquido a una presión al menos 10% mayor que la presión máxima de operación a intervalos de la mitad de la longitud de las mostradas en la Tabla 4 para tuberías no protegidas catódicamente y en los mismos intervalos que se muestran en la Tabla 4 para tuberías pro protegidas tegidas catódicamente. La prueba de fugas debe mantenerse por un período de ocho o cho (8) horas. Cuatro ho horas ras después de la presurización inicial del sistema de tuberías, se debe observar la presión. y, si es necesario, la línea se presuriza a la presión de prueba original y se aísla 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 y / o inspeccionarse 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 en busca de integridad i ntegridad mediante el uso de métodos de prueba volumétrica o de presión con temperatura corregida. Otros métodos alternativos de prueba de fugas incluyen el examen de emisión acústica y la adición de un fluido marcador a la línea presurizada (como helio o hexafloruro de azufre). Si el marcador se agrega al fluido de servicio, el propietario / usuario deberá confirmar la idoneidad para el proceso y el producto. 9.9 Reparaciones a sistemas de tuberías enterrados 9.9.1 Reparaciones de recubrimientos Cualquier revestimiento removido para inspección deberá renovarse e inspeccionarse adecuadamente. Para reparaciones de revestimientos, 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 huecos y huecos en el recubrimiento (vacaciones), d) tiene la resistencia suficiente para resistir daños causados por el manejo y el estrés del suelo,
e) puede soportar cualquier protección catódica suplementaria. Además, las reparaciones del revestimiento pueden probarse utilizando un detector de vacaciones de alto voltaje. El voltaje del detector se ajustará al valor apropiado para el material de recubrimiento y el grosor. Cualquier feriado encontrado será reparado y probado pr obado nuevamente. 9.9.2 Reparaciones de abrazaderas En general, se deben evitar las abrazaderas atornilladas para reparaciones temporales de todas las tuberías enterradas. Si las fugas de la tubería se sujetan y vuelven a enterrar, la ubicación de la abrazadera debe registrarse en el registro de inspección y puede estar marcada en la superficie. Tanto el marcador como el registro deberán anotar la fecha de instalación y la ubicación de la abrazadera. abr azadera. Todas las abrazaderas se considerarán temporales. Las reparaciones temporales en tuberías enterradas deben repararse permanentemente en la próxima oportunidad de mantenimiento a menos que un ingeniero de tuberías apruebe su extensión. 9.9.3 Reparaciones soldadas Las reparaciones soldadas se realizarán de acuerdo con 8.2. 9.10 Registros Los sistemas de registro para tuberías enterradas deben mantenerse de acuerdo con c on 7.9. Además, se mantendrá un registro de la ubicación y la fecha de instalación de las abrazaderas temporales. Además, las tuberías enterradas deben ubicarse en un dibujo di bujo (es decir, plano de la parcela o iso de la tubería) que indique el tamaño y la mitigación de la l a corrosión externa.
Anexo C (informativo) Ejemplos de reparaciones C.1 Reparaciones ASME PCC-2, Reparación de equipos a presión y tuberías proporciona orientación sobre varios tipos de reparaciones, tales como: placas pl acas de inserción soldadas a tope, superposición de soldadura externa para reparar el adelgazamiento interno, mangas de refuerzo de acero de envoltura completa para tuberías, acumulación de soldadura, superposición de soldadura y Restauración de revestimientos o parches soldados de filete Se puede usar soldadura manual utilizando los procesos de arco metálico de gas o arco metálico protegido. Cuando la temperatura es inferior a 50 ° F (10 ° C), se deben usar electrodos con bajo contenido de hidrógeno, AWS E-XX16 o E-XX18, al soldar materiales conformes a ASTM A-53, Grados A y B; A-106, Grados A y B; A-333; A-334; API 5L; y otro material similar. Estos electrodos también deben usarse en calidades inferiores de material cuando la temperatura del material es inferior a 32 ° F (0 ° C). El ingeniero de tuberías debe ser consultado para casos relacionados con 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 se depositarán comenzando en la parte inferior del conjunto y soldando hacia arriba. El diámetro de estos electrodos no debe exceder 5/32 pulg. (4.0 mm). Se pueden usar electrodos mayores de 5/32 pulg. (4.0 mm) en la soldadura número 1 (vea la Figura C.1), pero el diámetro no debe exceder 3/16 pulg. (4.8 mm). Las soldaduras longitudinales (número 1, Figura C.1) en el manguito de refuerzo deben estar provistas de una cinta adecuada o una tira de refuerzo de acero suave (ver nota) para evitar fusionar la soldadura a la pared lateral de la tubería. NOTA Si la tubería original a lo l o 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 flujo deben cumplir con API 2201. C.2 Pequeños parches de reparación El diámetro de los electrodos no debe exceder 5/32 pulg. (4.0 mm). Cuando la temperatura del material base es inferior a 32 ° F (0 ° C), se deben utilizar electrodos con bajo contenido de hidrógeno. Se debe evitar el tejido de cordones de soldadura depositados con electrodos bajos en hidrógeno. Todos los procedimientos de reparación y soldadura para líneas en flujo deben cumplir con API 2201. Ejemplos de pequeños parches de reparación se muestran a continuación en la Figura C.2. El tamaño del parche no debe exceder la mitad del diámetro de la tubería. Se debe usar una manga de cerco completo si el área corroída excede el 1/2 diámetro.
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