api 570

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API 570, Código de Inspección de Tubería

Inspección, Reparación, Alteración y Reclasificación de Sistemas de Tubería en Servicio Cd. Del Carmen Camp.

Diciembre del 2001.

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ALCANCE Aplicación General Cobertura API 570 cubre procedimientos de inspección, reparación, alteración y reclasificación para sistemas de tubería metálicos que han sido puesta en servicio Intención API 570 fue desarrollado para la industria del proceso químico y refinerías del petróleo pero puede ser usado, donde es practico para cualquier sistema de tubería. Es intencionado para uso por organizaciones que mantienen o tienen acceso a una agencia de inspección, a una organización de inspección y a ingenieros, inspectores y examinadores técnicamente calificado como es definido mas adelante (Sección 3 del código API 570)

API API570 570

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ALCANCE Aplicación General (continua) Limitaciones API 570 no será usado como un sustituto para los requerimientos de diseño original gobernantes para sistemas de tuberías antes de que sea puesta en servicio Aplicaciones Especificas Servicios de Fluidos Incluidos Acepto como es provisto mas adelante (punto 1.2.2 del API 570), API 570 aplica para sistemas de tubería de fluidos de procesos, hidrocarburos y servicio de fluido toxico y flamable como los siguientes:
Productos del petróleo crudo, intermedio y terminado
Productos químicos crudo, intermedio y acabado API API570 570

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ALCANCE Servicios de Fluidos Incluidos (continua)
Líneas de catalizadores
Sistemas hidrogeno

contra

incendio,

gas

combustible,

gas

natural

y


Fuentes de agua y de corriente de desperdicio peligrosos arriba de los limites de umbrales, como es definido por regulaciones jurisdiccionales
Químicos peligrosos arriba de los limites de umbrales, como es definido por regulaciones jurisdiccionales

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ALCANCE Sistemas de Tubería Opcional y Excluidas A. Servicios de fluidos que son opcional (por el dueño o usuario) o excluidos:


Servicios de fluidos peligrosos debajo del umbral limite, como es definido por regulaciones jurisdiccionales




Agua (incluyendo sistemas contra incendio), vapor, condensadovapor, agua de alimentación de calderas y categoría D de servicios de fluidos, como es definido en B31.3

B. Clases de sistemas de tubería que son opcional (por el dueño o usuario) o excluidos:


Sistemas de tubería sobre estructuras cubiertas por regulaciones jurisdiccionales (sistemas de tuberías sobre camiones, barcos, barcazas y otros equipos móviles)

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ALCANCE B. Clases de sistemas de tubería que son opcional (por el dueño o usuario) o excluidos (continuación):


Sistemas de tubería que son una parte integral o componente de dispositivos mecánicos rotativos o reciprocantes, tales como bombas, compresores, turbinas, generadores, motores y cilindros neumáticos y hidráulicos donde las consideraciones de diseño primaria y/o esfuerzo son derivados de los requerimientos funcionales de los dispositivos




Tubo o tubería interna de calentadores de fuego y calderas, incluyendo tubos, cabezal de tubo, vueltas de doblez, cruzes externo y colectores




Recipientes a presión, calentadores, hornos, intercambiadores de calor y otros equipos de procesos o manejadores de fluido, incluyendo tubería interna y conexiones para tubería interna API API570 570

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ALCANCE B. Clases de sistemas de tubería que son opcional (por el dueño o usuario) o excluidos (continuación):


Plomería (cañería), alcantarillado de sanitario, alcantarillado de desperdicio de procesos y alcantarillado de tormentas




Tubería o Tubo con un diámetro exterior no excediendo ½ NSP




Tubería no metálica o polímeros o tubería revestida de vidrio

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DEFINICIONES Alteración Un cambio físico en cualquier componente que tiene implicaciones de diseño que afectan la capacidad o flexibilidad de presión contenida de un sistema de tubería mas allá del alcance de su diseño. No son alteraciones:  Reemplazo comparable o duplicado  La adición de cualquier conexión ramal de refuerzo igual o menor que el tamaño del existente  La adición de conexiones ramales que no requieren refuerzo

Código Aplicable El código, sección del código y otro practica o estándares de ingeniería generalmente reconocido y aceptado para el cual el sistema de tubería fue construido o el cual es considerado para el dueño o usuario o ingenieros de tubería el mas apropiado para la situación API API570 570

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DEFINICIONES ASME B31.3 Forma abreviada del B31.3, tubería de proceso, publicada por la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (ASME), la cual fue escrita para el diseño y construcción de sistemas de tuberías Sin embargo, muchos de los requerimientos técnicos sobre diseño, soldadura, examinación y materiales pueden ser aplicados en la inspección, reclasificación, reparación y alteración de sistemas de tubería en operación Agencia de Inspección Autorizada
La organización de inspección de la jurisdicción en la cual el sistema de tubería es usado
La organización de inspección de una compañía aseguradora quien esta registrada o tiene licencia para garantizar escritos de sistemas de tubería

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DEFINICIONES Agencia de Inspección Autorizada (continua)
El dueño o usuario de sistemas de tubería quien mantiene una organización de inspección para actividades relativas solo a su equipo y no para sistemas de tubería intencionados para venta o reventa
Una organización de inspección independiente empleada por o bajo contrato del dueño o usuario de sistemas de tubería que son usados solo por el dueño o usuario y no para venta o reventa
Una organización de inspección independiente licenciada o registrada por la jurisdicción en la cual el sistema de tubería es usada y empleada por o bajo contrato del dueño o usuario

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DEFINICIONES Inspector de Tubería Autorizado Un empleado de una agencia de inspección autorizada quien esta calificado y certificado para realizar las funciones especificas sobre API 570. Tubería Auxiliar Tubería de maquinaria y instrumento, típicamente tubería de proceso secundario de resistencia pequeña que pueden ser aislados de los sistemas de tubería primario (líneas de nivel, líneas de crudo sellada, líneas de análisis, líneas de balance, líneas de amortiguador de gas, drenes y venteos) Válvulas de Chequeo Critico Válvulas que han sido identificadas de vital para la seguridad del proceso y de mayor confiabilidad operativa en orden para evitar el potencial de eventos peligrosos o consecuencia sustancial ocurrida una fuga API API570 570

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DEFINICIONES CUI Corrosión bajo el aislamiento, incluye agrietamiento por esfuerzo de corrosión (stress corrosion cracking) bajo el aislamiento Tramos Muertos (Deadlegs) Componentes de sistemas de tubería que normalmente no tienen flujo significante. Ejemplos: ramales bloqueado, líneas con válvulas de block normalmente cerradas, líneas con extremo bloqueado, tubería de paso (derivación) con válvula de control de estancado, tubería de bombeo auxiliar, bridas de nivel, tubería de cabezal (recolector) con válvula de alivio a la entrada y salida, líneas de paso de corte de bombeo, venteo de puntos altos, puntos simples, drenes, purgados, conexiones de instrumentos, etc.

Defecto Una imperfección de un tipo o magnitud excediendo los criterios de aceptación

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DEFINICIONES Temperatura de Diseño de un Componente de Sistema de Tubería La temperatura a la cual, bajo la presión coincidente, espesores mayores o rango de componentes grandes son requeridos. Sobre el establecimiento de la temperatura de diseño, consideraciones deberán ser tomadas para la temperaturas del fluido de proceso, temperaturas ambientes, temperatura del medio de calentamiento o enfriamiento y aislamiento Examinador Una persona que asiste al inspector para realizar examinaciones no destructivas especificas (NDE) sobre componentes de sistemas de tubería, pero no evalúa los resultados en acordancia con API 570, amenos que este específicamente entrenado (capacitado) y autorizado para realizarlo por el dueño o usuario

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DEFINICIONES Imperfecciones Defectos o otras discontinuidades notadas durante la inspección que pueden ser sujetas a criterio de aceptación durante un análisis de inspección y ingeniería Indicación Una respuesta o resultado evidente de la aplicación de una técnica de evaluación no destructiva Punto de Inyección Ubicación donde cantidades relativamente pequeñas de materiales son inyectadas dentro del flujo del proceso para control químico o otras variables del proceso. Los puntos de inyección no incluyen ubicaciones donde dos fluidos de proceso se unen (mezclado de tee). Ejemplos incluye cloro sobre reformadores, inyección de agua sobre sistemas sobre-cabeza, inyección de poli sulfuro en agrietamiento catalítico de gas húmedo, inyección de antiespuma, inhibidores y neutralizadores API API570 570

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En servicio

DEFINICIONES

Referente al sistema de tubería que ha sido puesta en operación, en oposición a construcción nueva previa a ser puesta en servicio

Inspector Un inspector de tubería autorizado

Jurisdicción Una administración gubernamental constituida legalmente que puede adoptar reglas relativas a sistemas de tuberías

Brida de Nivel Un ensamble de tubería de vidrio indicadora de nivel sujetada (adjunta) al recipiente

Presión de Trabajo Máxima Permisible (MAWP) La presión interna máxima permitida sobre el sistema de tubería para la operación continua a la mas severa condición de temperatura y presión interna y externa coincidente (máxima o mínima) esperada durante el servicio API API570 570

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DEFINICIONES Tee Mezclada Un componente de tubería que combina dos fluidos de procesos de diferente composición y/o temperatura MT Ensayo de partícula magnética NDE Examinación no destructiva NPS Tamaño nominal de tubería (seguido cuando es apropiado, por el numero de designación de tamaño especifico sin un símbolo de pulgada) On-Stream Tubería conteniendo cualquier cantidad de fluido de proceso Dueño/Usuario El dueño o usuario de sistemas de tubería quien ejerce control sobre la operación, ingeniería, inspección, reparación, alteración, pruebas y reclasificación de sus sistemas de tubería API API570 570

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DEFINICIONES Inspector Dueño/Usuario Un inspector autorizado empleado por el dueño/usuario quien tiene calificaciones por examinación escrita bajo las provisiones de la sección 4 y apéndice A del API 570 o esta calificado bajo las provisiones de A.2 y cumple los requerimientos de la jurisdicción PT Ensayo de líquidos penetrantes Tubo Un cilindro a presión-fuerte usado para conducir un fluido o para transmitir una presión de fluido y es ordinariamente designado “tubo” sobre especificaciones de material aplicable. (Materiales designado tubo[tube] o tubería[tubing] en las especificaciones son tratados como tubo cuando es intencionado para servicio a presión)

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DEFINICIONES Circuito de Tubería Una sección de tubería que tiene todos los puntos expuesto a un ambiente de corrosividad similar y que es de materiales de construcción y condiciones de diseño similar. Unidades de proceso complejo o sistemas de tubería están divididos en circuitos de tubería para administrar las inspecciones necesarias, cálculos y conservación de registros. Cuando se establecen los limites de un circuito de tubería particular, el inspector puede además del tamaño proveer un paquete practico de conservación de registro y realización de inspecciones de campo Ingeniero de Tubería Uno o mas personas o organizaciones aceptables para el dueño o usuario que tienen conocimiento y experiencia en las disciplinas de ingeniería asociadas con evaluación mecánica y características del material afectando la integridad y confiabilidad de sistemas y componentes de tubería API API570 570

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DEFINICIONES Sistema de Tuberías Un ensamble de tubería interconectada que esta sujeta al mismo juego o juegos de condiciones de diseño y es usado para conducir, distribuir, mezclar, separar, descargar, medir, controlar o desaire de flujos de fluido. Los sistemas de tubería incluye además elementos de tubería de soporte, pero no incluye soportes de estructuras, tales como armazón estructural y cimentaciones

Tubería de Proceso Primario Tubería de proceso en servicio activo que no puede ser valvulada fuera (cerrada), si es cerrada, afecta significantemente la operabilidad de la unidad. Las tuberías de proceso primaria normalmente incluye todas las tuberías de proceso mayores de 2 NPS PWHT Tratamiento térmico pos-soldadura

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DEFINICIONES Renovación Actividad que desecha un componente existente y lo reemplaza con material nuevo o de repuesto existente de la misma o mejores cualidades del componente original Reparación El trabajo necesario para restaurar un sistema de tubería a la condición adecuada para la operación segura en las condiciones de diseño. Si cualquiera de los cambio de la restauración resulta en un cambio de presión o temperatura de diseño, los requerimientos para reclasificación deberán de ser satisfechos. Cualquier operación de soldadura, corte o rectificado en un componente de tubería conteniendo presión no considerado espeficamente una alteración es considerado una reparación

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DEFINICIONES Organización de Reparación
El dueño o usuario de sistemas de tuberías quien reparar o altera su equipo de acuerdo con API 570
Un contratista cuyas calificaciones son aceptables para el dueño o usuario de sistemas de tuberías y quien hace reparaciones o alteraciones de acuerdo con API 570
Uno que esta autorizado, es aceptable, o de otra manera no prohibido por la jurisdicción y que hace reparaciones de acuerdo con API 570 Reclasificación Un cambio en uno o ambas temperatura de diseño o presión de trabajo máxima permisible de un sistema de tubería. Una reclasificación puede consistir de un incremento, un decremento o una combinación de ambos. Reducciones debajo de las condiciones de diseño original es un medio para proveer incremento de tolerancia de corrosión

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DEFINICIONES Interfase Suelo-Aire Un área sobre la cual la corrosión externa puede ocurrir sobre una tubería parcialmente enterrada. La zona de la corrosión varia dependiendo de factores tales como humedad, contenido de oxigeno en el suelo y temperatura de operación. La zona generalmente es considerada de 12 pulgadas abajo hasta 6 pulgadas arriba de la superficie del suelo. La tubería que corre paralelo con la superficie del suelo y que contacta con el suelo es incluida.

Fragilización por Temple Una perdida de ductibilidad y tenacidad de la muesca es susceptible en aceros de aleaciones bajas, tales como 1 ¼ de cromo y 2 ¼ cromo, debido a la exposición prolongada de servicio de temperatura alta [700°F-1070°F(370°C-575°C)]. Reparación Temporal Reparaciones hechas ha sistemas de tuberías en orden para restaurar la integridad suficiente para la continuidad de la operación segura hasta que la reparación permanente pueda ser programada y consumada dentro de un periodo de tiempo aceptable para el inspector o ingeniero de tubería API API570 570

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ORGANIZACIÓN DE INSPECCION DUEÑO/USUARIO General Un dueño/usuario de sistemas de tuberías deberá ejercer control de el programa de inspección de sistemas de tuberías, frecuencias de inspección, mantenimiento y es responsable de la función de una agencia de inspección autorizada de acuerdo con las previsiones de API 570. La organización de inspección dueño/usuario deberá además controlar actividades relativas a la reclasificación, reparación y alteración de sus sistemas de tuberías

Calificación y Certificación del Inspector de Tubería Autorizado API

El inspector de tubería autorizado deberá tener educación y experiencia de acuerdo (conforme) con el apéndice A del código API 570. El inspector de tubería autorizado deberá ser certificado por el API conforme a las previsiones del apéndice A.

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ORGANIZACIÓN DE INSPECCION DUEÑO/USUARIO Responsabilidades Dueño/usuario La organización dueño/usuario es responsable de desarrollar, documentar, implementar, ejecutar, y evaluar procedimientos de inspección y sistemas de inspección de tubería que cumplan los requerimientos de este código de inspección. Estos sistemas y procedimientos serán contenidos en un manual de inspección de aseguramiento de calidad o procedimientos escritos y deberán incluir:


Estructura del reporte o organización del personal de inspección
Mantenimiento y documentación de inspección y procedimientos de aseguramiento de calidad
Reportes y documentación de inspección y resultados de pruebas
Acción correctiva de resultados de pruebas y inspecciones

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ORGANIZACIÓN DE INSPECCION DUEÑO/USUARIO Responsabilidades Dueño/usuario (continua)
Auditoria interna de cumplimiento con el manual de inspección de aseguramiento de calidad
Revisión y aprobación de dibujos, cálculos de diseño y especificaciones de reparaciones, alteraciones, reclasificaciones
Aseguramiento que todos los requerimientos jurisdiccionales de inspección de tubería, reparación, alteración, y reclasificación son continuamente cumplidos
Reportes al inspector de tubería autorizado de cualquier cambio en el proceso que pueda afectar la integridad de la tubería
Requerimientos de capacitación para el personal de inspección respecto a herramientas de inspección, técnicas y conocimientos técnicos básicos
Control necesario tal que solo soldadores calificados y procedimientos de soldadura son usados para todas las reparaciones y alteraciones

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ORGANIZACIÓN DE INSPECCION DUEÑO/USUARIO Responsabilidades Dueño/usuario (continua)
Control necesario tal que solo personal de inspección no destructiva y procedimientos calificados son utilizados
Control necesario tal que solo material conformando la sección aplicable del código ASME son utilizados para reparaciones y alteraciones
Control necesario tal que todos los instrumentos de medición y equipos de prueba son propiamente mantenidos y calibrados
Control necesario tal que el trabajo de inspección de contratista y organizaciones de inspección cumplen los mismos requerimientos de inspección como la organización dueño/usuario
Requerimientos de auditoria interna de el sistema de control de calidad para dispositivos de presión-relevo(alivio)

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ORGANIZACIÓN DE INSPECCION DUEÑO/USUARIO

Ingeniero de Tubería El ingeniero de tubería es responsable para el dueño/usuario de las actividades involucrando diseño, revisión de ingeniería, análisis o evaluación de sistemas de tubería cubiertas por API 570 Organización de Reparación La organización de reparación deberá de ser responsable para el dueño/usuario y deberá proveer los materiales, equipos, control de calidad y trabajos necesarios para mantenimiento y reparación de los sistemas de tubería conforme a los requerimientos de API 570

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ORGANIZACIÓN DE INSPECCION DUEÑO/USUARIO Inspector de Tubería Autorizado Cuando inspecciones, reparaciones o alteraciones están siendo conducidas en sistemas de tuberías, un inspector API de tubería autorizado será el responsable para el dueño/usuario en determinar que los requerimientos de API 570 en inspección, examinación y prueba son cumplidos y deberá de estar involucrado en las actividades de inspección. El inspector de tubería puede ser asistido en la realización de inspección visual por otros individuos adecuadamente calificado y capacitado, quien puede o no puede ser inspector de tubería certificado. Sin embargo, todos los resultados de examinaciones pueden ser evaluados y aceptados por el inspector de tubería

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Inspección Basada en Riesgo La identificación y evaluación de mecanismos de degradación potencial son pasos importantes en una evaluación de la probabilidad de falla de una tubería. Sin embargo, el ajuste de las tácticas y estrategias de inspección para explicar las consecuencias de una falla deberá de ser considerada. Combinación de la evaluación de la probabilidad de falla y la consecuencia de falla son elementos esenciales de una inspección basada en riesgo. La evaluación de la probabilidad de falla puede ser basada en todas las formas de degradación que pueda razonablemente ser esperada que afecta el circuito de tubería en cualquier servicio particular. Ejemplos de mecanismos de degradación:
Perdida de metal interno o externo de una forma identificada de corrosión (localizada o general)
Todas las formas de grietas incluyendo la asistida por hidrogeno y agrietamiento por esfuerzo de corrosión (stress corrosion cracking) de la superficie interior y exterior de tubería y
Cualquier otra forma de degradación metalúrgica, corrosión fragilización, termofluencia, etc.

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o mecánica tal como la fatiga,

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Inspección Basada en Riesgo (cont) Adicionalmente, la efectividad de las practicas inspección, herramientas y técnicas utilizadas para encontrar el esperado y potencial mecanismo de degradación puede ser evaluado. La evaluación de la probabilidad de falla puede ser repetida cada vez que cambios en el proceso o equipo son hechos tal que afecta significantemente la velocidad de degradación o causa falla prematura de la tubería. Otros de los factores que deberán ser considerados en una evaluación de RBI incluye:
Lo apropiado de los materiales de construcción
Condiciones de diseño del circuito de tubería, relativos a las condiciones de operación
Lo apropiado de los estándares y códigos de diseño utilizados
Efectividad del programa de monitoreo de corrosión y
La calidad de mantenimiento y aseguramiento de la calidad de inspección/programas de control de calidad Información y datos de falla de equipo será además información importante para esta evaluación La evaluación de la consecuencia puede considerar el potencial de incidentes que puede ocurrir como el resultado del relevo de fluido, incluyendo explosión, fuego, exposición toxica, impacto al ambiente y otros efectos de la salud asociados con la falla de tubería.

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Preparación Debido a los productos acarreados en los sistemas de tubería, las precauciones de seguridad son importantes cuando el sistema es inspeccionado, particularmente si es abierto para examinación de la superficie interna Los procedimientos de segregado de sistemas de tuberías, instalación de bloqueo (ventanas) y ajuste de pruebas deberá ser una parte integral de las practicas de seguridad. En general, la sección de tubería que es abierta deberá ser aislada de toda fuente de líquidos nocivos, gases o vapores y purgada para remover todo el crudo y gases tóxicos o flamables y vapores Antes de iniciar la inspección, el personal de inspección deberá obtener permiso para trabajar en la vecindad del personal de operación responsable de los sistemas de tuberías El equipo protector deberá ser vestido cuando es requerido por las regulaciones o por el dueño/usuario El equipo de ensayo no destructivo usado para la inspección esta sujeto a los requerimientos de seguridad de equipos eléctricos de la instalación en operación En general, los inspectores deberán familiarizarse con las reparaciones y resultados de inspección previo de los sistemas de tubería del cual ellos son responsables. En particular, deberán brevemente revisar el historial de sistemas de tuberías individual antes de realizar cualquiera de las inspecciones requeridas por API 570

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Inspección de Tipos Específicos de Corrosión y Grietas Cada dueño/usuario deberá proveer atención especifica la necesaria para inspección de sistemas de tuberías que son susceptible a los siguientes tipos específicos y áreas de deterioración:
Puntos de inyección
Tramos muertos
Corrosión bajo el aislamiento (CUI)
Interfase suelo-aire (S/A)
Corrosión localizada y servicio especifico
Erosión y corrosión/erosión
Ambiente agrietador
Corrosión debajo de deposito y recubrimientos
Grietas por fatiga
Grietas por termofluencia
Fractura frágil
Daño por congelamiento

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Puntos de inyección Los puntos de inyección están algunas veces sujetos a corrosión localizada o acelerada en condiciones de operación normal y anormal. Pueden ser tratados como circuitos de inspección separado y estas áreas necesitan ser inspeccionadas a fondo sobre un programa regular Cuando se designa un circuito de punto de inyección para los propósitos de inspección, el limite recomendado corriente arriba del circuito de punto de inspección es un mínimo de 12 “ (300 mm) o tres diámetros de tubería corriente arriba del punto de inyección, cualquiera es mayor. El limite recomendado corriente abajo del circuito de punto de inyección es el segundo cambio de dirección flujo pasado el punto de inyección o 25 ft (7.6 m) después del primer cambio en dirección de flujo, cualquiera es menor. En algunos casos, es mas apropiado extender el circuito hasta la siguiente pieza del equipo a presión. La selección de ubicaciones de medida de espesores (TMLs) dentro de un circuito de punto de inyección sujeto a corrosión localizada deberá estar conforme a las siguientes directrices:
Establecer las TMLs sobre el accesorio adecuado dentro el circuito de punto de inyección
Establecer las TMLs en la pared de tubería en la ubicación de la vulnerabilidad de pared de tubería esperada del fluido inyectado
TMLs en ubicaciones intermedias a lo largo de una tubería grande recta dentro del circuito de punto de inyección puede ser requerida
Establecer la TMLs en los limites de corriente (flujo) arriba y corriente (flujo) abajo de el circuito de punto de inyección

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION

Puntos de inyección (continua) Los métodos preferidos de inspección de puntos de inyección son radiografía y/o ultrasonido, como es apropiado, para establecer los espesores mínimos en cada TML. Mediciones o escaneo de ultrasonido en cuadriculado cerrado puede ser usado, dependiendo de la temperatura Para algunas aplicaciones, es beneficial remover carretes de tuberías para facilitar la inspección visual de la superficie interior. Sin embargo, medidas de espesores aun será requerida para determinar los espesores remanentes Durante inspecciones periódicas programadas, inspección mas extensiva deberá ser aplicada para un área comenzando 12“ (300 mm) flujo arriba de la boquilla de inspección y continuando al menos 10 diámetros de tubería flujo abajo del punto de inyección. Adicionalmente, medidas y registros de espesores en todos las TMLs dentro el circuito de punto de inyección

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION

Líneas muertas La velocidad de corrosión en líneas (tramos) muertas puede variar significativamente de la tubería activa adyacente. El inspector deberá monitorear espesores de pared sobre líneas muertas seleccionadas, incluyendo el extremo estancado y en la conexión a la línea activa.

Corrosión Bajo el Aislamiento La inspección externa de sistemas de tubería aisladas deberá incluir una revisión de la integridad del sistema de aislamiento de condiciones que puedan conducir a corrosión bajo el aislamiento (CUI) y de signos de CUI en curso (en proceso). Fuentes de humedad pueden incluir lluvias, fuga de agua, condensación y sistemas de inundación. La forma mas común de CUI son corrosión localizada de aceros al carbón y agrietamiento por esfuerzo de corrosión del cloro de aceros inoxidables austeniticos. La extensión de un programa de inspección de CUI puede variar dependiendo del clima local--locaciones marinas tibias puede requerir un programa muy activo; mientras que locaciones frías, secas y del continente medio no puede necesitar un programa extensivo

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Sistemas de Tuberías Aisladas Susceptible a CUI Ciertas áreas y tipos de sistemas de tubería son potencialmente mas susceptible a CUI, incluyendo las siguientes:
Áreas expuestas a la vaporización de la bruma (neblina) de torres de enfriamiento de agua
Áreas expuestas a venteo de vapor
Áreas expuestas a sistemas de inundación
Áreas sujetas a derrames del proceso, ingreso de humedad o vapores ácidos
Sistemas de tubería de acero al carbón, incluyendo aquellas aisladas por protección del personal, operando entre 25°F – 250°F (-4°C – 120°C). CUI es particularmente agresiva donde temperaturas de operación causa condensación y revaporización frecuente o continua de la humedad atmosférica
Sistemas de tubería de acero al carbón que normalmente opera en servicio arriba de 250° F (120°C) pero esta en servicio intermitente
Líneas muertas y fijaciones (uniones, aditamentos) que sobresalen de la tubería aislada y opera a una temperatura diferente que la temperatura de operación de la línea activa
Sistemas de tubería de aceros inoxidables austeniticos operando entre 150°F – 400°F (65°C204°C). (Estos sistemas son susceptibles al agrietamiento por esfuerzo de corrosión del cloro
Sistemas de tubería que vibran que tienen una tendencia a causar daño al aislamiento enchaquetado proporcionando un camino al ingreso de humedad

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Sistemas de Tuberías Aisladas Susceptible a CUI (continua)
Sistemas de tubería que vibran que tienen una tendencia a causar daño al aislamiento enchaquetado proporcionando un camino al ingreso de humedad
Sistemas de tubería con capas y/o envolturas deterioradas

Ubicaciones Comunes en Sistemas de Tuberías Susceptible a CUI Las áreas de los sistemas de tuberías listadas en el punto anterior(5.3.3.1 de API 570) pueden tener ubicaciones especificas que son mas susceptibles a CUI, incluyendo los siguientes:
Todas las penetraciones o rupturas en el sistema de enchaquetamiento del aislamiento, tal como: 

Tramos muertos (venteo, drenes y otros elementos similar)



Ganchos de tubería y otros soportes



Válvulas y adaptadores (superficies de aislamiento irregular)



Atornillado en zapata de tubo



Indicio de vapor en penetraciones de tubo (tubería)


Terminación de aislamiento en bridas y otros componentes de tubería
Aislamiento enchaquetado faltante o dañado
Costuras del aislamiento enchaquetado localizadas en lo alto de la tubería horizontal o aislamiento enchaquetado incorrectamente sellado o taponado
Terminación del aislamiento en un tubo vertical

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Ubicaciones Comunes en Sistemas de Tuberías Susceptible a CUI (cont.)
Calafateo que se ha endurecido, separado o hay faltante
Bombeo o manchado del aislamiento o sistema enchaquetado o faltante de bandas (tiras). (El bombeo puede indicar acumulamiento de producto de corrosión)
Puntos bajos en sistemas de tuberías que tienen una ruptura conocida en el sistema de aislamiento, incluyendo puntos bajos a lo largo del corrido de tubería sin apoyo
Bridas de aceros de aleaciones bajas y al carbón, tornillos y otros componentes bajo el aislamiento en sistemas de tubería de aleaciones bajas Ubicaciones donde relleno de aislamiento ha sido removido para permitir la medida de espesores de tubería sobre tubería aislada deberá recibir atención particular. Los rellenos deberán ser correctamente remplazados y sellados. Varios tipos de rellenos removibles están comercialmente disponibles que permite la inspección y identificación de puntos de inspección de futura referencia

Interfase Suelo-Aire Las interfases suelo-aire de tubería enterrada sin adecuada protección catódica deberá ser incluida en el programa de inspección de tubería externa. La inspección en grado deberá checar el daño de la capa, tubería desnuda y medida de profundidad de picadura. Si corrosión significante es notada, medida de espesores y excavación puede ser requerida para evaluar si la corrosión esta localizada en la interfase S/A o puede ser mas penetrante al sistema enterrado. Lecturas de espesores en la interfase S/A puede evidenciar el metal y la corrosión acelerada si las capas y envolturas no están propiamente restauradas.

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Interfase Suelo-Aire (continua) Si la tubería enterrada tiene protección catódica satisfactoria como es determinado por monitoreo de acuerdo con la sección 9 (API 570), la excavación es requerida solo si hay evidencia de daño de capa o envoltura. Si la tubería enterrada esta sin capas en grado, consideraciones deberán ser dadas para excavar de 6” hasta 12” (150 mm hasta 300 mm) de profundidad para evaluar el potencial de daño oculto En las interfases concreto a aire y asfalto a aire de tubo enterrado sin protección catódica, el inspector deberá ver la evidencia que el calafateo o sellado en la interfase se ha deteriorado y permite el ingreso de humedad. Si tal condición existe en sistemas de tuberías arriba de 10 años de uso, puede ser necesario inspeccionar por corrosión debajo la superficie antes de resellar la unión

Servicio Especifico y Corrosión Localizada Un programa de inspección efectivo incluye los siguientes tres elementos, los cuales ayudan a identificar el potencial de servicio especifico y corrosión localizada y a seleccionar los apropiados TMLs:
Un inspector con conocimiento en el servicio y en donde la corrosión es probable que ocurra
Uso extensivo de examinación no destructiva (NDE)
Comunicación con el personal de operación cuando trastornos en el proceso ocurren que pueda afectar las velocidades de corrosión

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Servicio Especifico y Corrosión Localizada (continua) Ejemplos simples de donde este tipo de corrosión puede ser esperado que ocurra incluye los siguientes:  Fluido abajo de puntos de inyección y fluido arriba de separadores de producto, tales como líneas de vertidos de un reactor de hidro-proceso  Corrosión en el punto de roció en condensadores de vapores, tales como la fraccionadora sobre-cabeza  Ubicaciones de condensación de sal de amoniaco en hidro-procesos de vapores  Flujo de fases mezcladas y áreas turbulentas en sistemas ácidos  Grados mezclados de tubería de acero al carbón en servicio corrosivo de petróleo caliente [ 450°F (230°C) o temperatura alta y contenido de azufre en el petróleo mayor al 0.5 % en peso]. Note que la tubería de acero sin silicio, tal como A 53 y el API 5L pueden corroerse a velocidades altas que la tubería de acero con silicio, tal como el A 106, especialmente en ambiente de sulfuro a temperatura alta  Corrosión bajo depósitos de lechadas, soluciones cristalizadas o fluidos de producción de coque  Transporte (reserva) de cloro en sistemas de generación de reformadores catalíticos  Corrosión en puntos calientes en tubería con indicio de calor externo.

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Erosión y Corrosión/Erosión La erosión puede ser definida como la remoción de material de la superficie por la acción de numeros impacto individual de partículas sólidas o liquidas. Puede ser caracterizado por ranuras, hoyos redondos, ondas y valles en un patrón direccional. La erosión usualmente ocurre en áreas de flujo turbulento, tales como un cambio de dirección en un sistema de tubería o fluido abajo de válvulas de control donde la vaporización puede tomar lugar. El daño por erosión es usualmente incrementado en vapores con cantidades grandes de partículas sólidas o liquidas fluyendo a altas velocidades. Una combinación de corrosión y erosión resulta en significante perdida de metal mayor que la que puede ser esperada de solo corrosión o erosión. Este tipo de corrosión ocurre a altas velocidades y en áreas de turbulencia alta. Ejemplos de lugares a inspeccionar son los siguientes: Fluido abajo de válvulas de control, especialmente cuando la apertura (destello) esta ocurriendo Fluido abajo de orificios Fluido abajo de bombas de descarga En cualquier punto de cambio de dirección de flujo tal como en el radio interior y exterior de codos Fluido abajo de configuraciones de tubería (tales como válvula, bridas, etc) que produce turbulencia, particularmente en sistemas de velocidad sensitiva tal como el hidrosulfuro de amoniaco y sistemas de ácido sulfúrico Áreas con sospecha de corrosión/erosión localizada serán inspeccionadas usando métodos NDE que den datos de espesores sobre un área amplia, tal como el escaneo ultrasónico, perfil de radiografía o corriente de Eddy.

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Agrietamiento ambiental Materiales de construcción de sistemas de tubería son normalmente seleccionados para resistir varias formas de agrietamiento por esfuerzo de corrosión (SCC, stress corrosion cracking). Sin embargo, algunos sistemas de tubería pueden ser susceptibles al agrietamiento ambiental debido a condiciones de trastornos del proceso, CUI, condensación anticipada o exposición a carbonatos o sulfuro de hidrogeno húmedo Ejemplos de agrietamiento ambiental incluye: SCC por cloro de aceros inoxidables austeníticos debido a la humedad y cloro bajo el aislamiento, bajo depósitos, bajo sellos o dentro fisuras [crevice (hendidura)] SCC por ácido politiónico de aleaciones de aceros austeniticos sensibilizados debido a la exposición de sulfuro, condensación de humedad o oxigeno SCC por cáustico (algunas veces conocido como fragilización cáustica) SCC por amina en sistemas de tubería que no tienen relevado de esfuerzo SCC por carbonato SCC en ambiente donde existe sulfuro de hidrogeno humedo, tal como sistemas que contienen agua amarga (salada) Daño por ampollamiento de hidrogeno y agrietamiento inducido por hidrogeno (HIC)

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Agrietamiento ambiental (continua) Cuando el inspector sospecha o es notificado que circuitos específicos son susceptibles a ambiente de grietas, el inspector deberá programar inspecciones periódicas. Tales inspecciones pueden tomar la forma de la superficie de NDE [ensayo de liquido penetrante (PT), o ensayo de partícula magnética fluorescente húmeda (WFMT) o ultrasonido (UT). Donde es disponible, carretes sospechosos pueden ser removidos de los sistemas de tubería y abierto en tajo para la examinación de la superficie interna Si el ambiente de grieta es detectado durante la inspección interna de recipientes a presión y la tubería es considerada igualmente susceptible, el inspector deberá designar apropiada carretes de tubería fluido arriba y fluido debajo de el recipiente a presión para inspección del ambiente de grietas.

Corrosión Debajo de Recubrimientos y Depósitos Si el revestimiento interno o externo, recubrimientos refractario y los recubrimientos resistentes a la corrosión están en buenas condiciones y no hay razón para sospechar una condición de deterioración debajo de estos, no es usualmente necesario removerlo para inspección de los sistemas de tuberías

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Corrosión Debajo de Recubrimientos y Depósitos (cont) La efectividad de los recubrimientos resistentes a la corrosión es ampliamente reducida debido a las rompeduras o hoyos en el recubrimientos. Los recubrimientos deberán de ser inspeccionados por separación, rompedura, hoyos y ampollamiento. Si cualquiera de estas condiciones es notada, puede ser necesario remover porciones del recubrimiento interno para investigar la efectividad del recubrimiento y la condición del metal de tubería debajo del recubrimiento. Alternativamente, inspección ultrasónica de la superficie externa puede ser usada para medida de espesores de pared y detectar separación, hoyos, y ampollamiento. Los recubrimientos refractarios pueden caerse o agrietarse en servicio causando o sin causar cualquier problema significante. La corrosión debajo los recubrimientos refractarios puede resultar en separación y bombeo (sobresalir) del refractario. Si el bombeo o separación del recubrimiento refractario es detectado, porciones del refractario pueden ser removidos para permitir la inspección de la tubería debajo el refractario. De otra forma, medidas de espesores por ultrasonido puede ser realizado de la superficie del metal externa Donde depósitos de operación, tales como el coque, están presente en una superficie de tubería, es particularmente importante determinar si tales depósitos tienen corrosión activa debajo de ellos. Esto puede requerir una inspección meticulosa en áreas seleccionadas. Líneas grandes deberán tener los depósitos removidos en áreas criticas seleccionadas para examinación de punto (spot). Líneas pequeñas puede requerir la selección de carretes para ser removidos o que métodos NDE, tal como la radiografía sea realizada en áreas seleccionadas

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Agrietamiento por Fatiga El agrietamiento por fatiga de sistemas de tubería puede resultar de esfuerzos cíclico excesivo que son a menudo bastante mas bajo que el esfuerzo de cedencia estático del material. El esfuerzo cíclico puede ser impuesto por medio mecánico, térmico o de presión y puede resultar en fatiga de ciclo bajo o ciclo alto. El origen (llegada) de agrietamiento por fatiga de ciclo bajo es a menudo directamente relativo al numero de ciclos experimentados de calentamiento (heat-up) y enfriamiento (cool-down). Vibración excesiva de sistemas de tubería (tales como maquina o vibración de flujo inducido) además pueden causar daño por fatiga de ciclo alto El agrietamiento por fatiga puede típicamente ser primeramente detectada en puntos de intensificación de esfuerzo alto tales como conexiones ramales. Ubicación donde metales de diferentes coeficiente de expansión térmico son unidos por soldadura pueden ser susceptible a fatiga térmica. Métodos preferidos de NDE para la detección de agrietamiento por fatiga incluye el liquido penetrante (PT) o partícula magnética (MT). La emisión acústica puede además ser utilizada para detectar la presencia de grietas que son activadas por pruebas de presión o esfuerzo generados durante la prueba De el total del numero de ciclos de fatiga requerido para producir una falla, la extensa mayoría son requeridas para iniciar la grieta y relativamente pocos ciclos son requeridos para propagar la grieta a la falla. Por lo tanto, la instalación y diseño apropiado en orden para prevenir la iniciación del agrietamiento por fatiga son importantes

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Agrietamiento por Termofluencia (cedencia plástica) La termofluencia es dependiente en tiempo, temperatura y esfuerzo. El agrietamiento por termofluencia puede eventualmente ocurrir en condiciones de diseño, desde que en algunos códigos de tubería el esfuerzo permisible esta en el rango de termofluencia. El agrietamiento es acelerado por interacción de fatiga y termofluencia cuando condiciones de operación en el rango de termofuencia son cíclicos. El inspector deberá poner atención particular en áreas de concentración

de

esfuerzo

alto.

Si

temperatura

excesivas

son

encontradas,

cambios

microestructural y de propiedades mecánicas en los metales puede dar lugar, lo cual puede permanentemente debilitar el equipo. Desde que la termofluencia es dependiente del tiempo, temperatura y esfuerzo, el nivel estimado o actual de estos parámetros deberá ser usado en cualquier evaluación. Un ejemplo en donde el agrietamiento por termofluencia ha sido experimentado en la industria es en los aceros de 1 ¼ de cromo arriba de 900°F (480°C) Métodos de NDE de detección de agrietamiento por termofluencia incluye los ensayos de líquidos penetrantes, partículas magnéticas, ultrasonido, radiografía y metalografía en sitio. El ensayo de emisión acústica puede además ser utilizado para detectar la presencia de grietas que son activadas por las presiones de las pruebas y esfuerzo generados durante las pruebas

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Fractura Frágil Aceros de aleaciones bajas, aceros al carbón y otros aceros ferriticos son susceptible a la fractura frágil a temperatura baja o ambiente. La fractura frágil usualmente no es concernida con relación a espesores delgados de tubería. Muchas fracturas frágil han ocurrido en la primera aplicación de un nivel de esfuerzo particular (tal como, en el primer hidroensayo o sobre carga) a menos que defectos críticos son introducidos durante el servicio. El potencial de fractura frágil deberá ser considerado cuando rehidroensayo o mayor evaluación cuidadosa cuando se prueban reumáticamente equipos o cuando se adicionan

cualquiera de las otras cargas adicionales. La

atención especial deberá de ser dada a aceros de aleaciones bajas (especialmente material de 2 ¼ de cromo – 1 molibdeno) debido a que ellos pueden ser propenso a la fragilización por temple y para los aceros inoxidables ferriticos La publicación API 920, contiene información sobre la prevención de fractura frágil en recipientes a presión, puede ser de ayuda en la evaluación de fractura potencial frágil en sistemas de tubería

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION

Daño por Congelamiento A temperaturas bajo, el agua y soluciones acuosas en sistemas de tubería pueden congelarse y causar falla debido a la expansión de estos materiales. Después de un tiempo de congelamiento severo inesperado, es importante checar el daño por congelamiento para revelar (exponer) componentes de tubería antes que el sistema se descongele. Si la ruptura ha ocurrido, la fuga puede ser temporalmente impedida por el fluido congelado. Puntos bajos, driplegs y tramos muertos de sistemas de tubería conteniendo agua deberán ser cuidadosamente examinados por daño

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Tipos de Vigilancia (Supervisión) y Inspección Diferentes tipos de inspección y vigilancia son apropiados dependiendo sobre las circunstancias y del sistema de tubería. Estos incluyen los siguientes:
Inspección visual interna
Inspección de medidas de espesores
Inspección visual externa
Inspección por vibración de tubería
Inspección complementaria

Inspección Visual Interna Inspecciones visuales internas no son normalmente realizadas sobre tubería. Cuando es posible y practico, la inspección visual interna puede ser programada para sistemas tales como líneas de transferencia (transmisión) de diámetro grande, ductos, líneas de catalizador o otros sistemas de tubería de diámetro grande. Tales inspecciones son similar en naturaleza a las inspecciones de recipientes a presión y deberá de ser conducida con métodos y procedimientos similares a los seguidos en API 510. Técnica de inspección visual remota puede ser de ayuda cuando se inspeccionan tubería demasiado pequeña para entrar Una oportunidad adicional para inspección interna es proveída cuando bridas de tubería son desconectadas, permitiendo la inspección visual de la superficie interna con o sin uso de NDE.

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Inspección de Medición de Espesores La inspección de medida de espesores es realizada para determinar la condición interna y espesores remanentes de los componentes de tubería. Las medidas de espesores pueden ser obtenidas cuando el sistema de tubería esta fuera o en operación y deberá ser realizada por el inspector o examinador

Inspección Visual Externa Una inspección visual externa es realizada para determinar la condición del exterior de la tubería, sistema de aislamiento, sistema de revestimiento y pintura y hardware asociado; y chequeo de signo de desalineamiento, vibración y fuga. Cuando la acumulación de producto de corrosión es notada en áreas de contacto de soporte de tubería, el levantamiento de tales soportes puede ser requerido para inspección. Cuando se hago esto, el cuidado será ejercido si la tubería esta en servicio. La inspección de tubería externa puede ser realizada cuando el sistema de tubería esta en servicio. Consulte a la practica recomendada API 574 para información de ayuda sobre la conducción de inspección externa

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Inspección Visual Externa (cont) La inspección externa deberá incluir reconocimiento de la condición de los soportes y ganchos de tubería. Casos de agrietamiento y ganchos rotos, “fondo fuera” de los muelles de soportes, zapatos de los soportes desplazados de los miembros de soportes o otra condición dominante incorrecta deberá ser reportada y corregida. Las piernas patrón de soporte vertical además serán checadas para confirmar que no están llena con agua que es causante de corrosión externa de los recipientes a presión o corrosión interna de las piernas de soportes. Las piernas patrón de los soportes horizontal deberán ser checadas para determinar que los desplazamientos ligeros de la horizontal no están causando atrapamiento de humedad

contra la superficie externa del

componente de tubería activo Las juntas de expansión del fuelle deberán ser inspeccionadas visualmente por deformación inusual, desalineamiento o desplazamiento que puede exceder el diseño El inspector deberá examinar los sistemas de tubería por la presencia de cualquier modificación de campo o reparación temporal no previamente registrada en los dibujos y/o registro de tubería

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Inspección Visual Externa (cont) El inspector además deberá estar alerta a la presencia de cualquier componente en servicio que pueda ser poco apropiado para la operación de termino largo, tal como bridas incorrecta, reparaciones temporales (abrazaderas), modificaciones (manguera flexible) o válvulas de especificación incorrecta. Componentes roscados que puedan ser mas fácilmente removibles y instalados merece la atención particular debido a su potencial alto de instalación de componentes incorrecto La inspección externa periódica del punto 6.4 del código API 570 normalmente será conducida por el inspector, quien además además será responsable de la inspección de reparación y registros permanentes. Operadores calificados o personal de mantenimiento puede además conducir inspecciones externas, cuando es aceptable para el inspector. En tal caso, la persona conduciendo inspección de tubería externa de acuerdo con API 570 deberá estar calificado por una cantidad apropiada de entrenamiento (capacitación) En adición a los programas de inspección externa que son documentados en registros de inspección, es beneficial para el personal quien frecuenta el área para reportar deterioración o cambios al inspector

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION

Vigilancia del Movimiento de Línea y Vibración de Tubería El personal de operación deberá reportar vibración o balanceo (oscilación) de tubería al ingeniero o personal de inspección para evaluación. Otros movimientos significantes de líneas deberán ser reportados que puedan haber resultado de martilleo de liquido, golpeo de liquido en líneas de vapor o expansión térmica anormal. En cruces donde la vibración de sistemas de tubería son moderados, ensayo de partícula magnética periódica o ensayo de líquidos penetrantes deberá de ser considerado para chequeo del comienzo de agrietamiento por fatiga. Conexiones ramales deberán recibir atención especial

Inspección Complementaria Ejemplos de tales inspecciones incluye el uso periódico de radiografía y/o termografía para checar el llenado (tapado) o faltado (contaminado) interno, termografía para chequeo de puntos calientes en sistemas refractarios lineados o inspección de ambiente de grietas. La emisión acústica, detección de fuga acústica, y termografía puede ser utilizado para vigilancia y detección de fuga remota. El ultrasonido y/o radiografía puede ser utilizado para detección de corrosión localizada

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Ubicaciones de Medidas de Espesores General Las ubicaciones de medidas de espesores (TMLs) son áreas especificas a lo largo del circuito de tubería donde las inspecciones serán realizadas. La naturaleza de la ubicación de medida de espesores (TML) varia de acuerdo con su ubicación en el sistema de tubería. La selección de las TMLs deberá considerar el potencial de corrosión localizada y corrosión de servicio especifico

Monitoreo de TML Cada sistema de tubería deberá de ser monitoreado por toma de medida de espesores en las TMLs. Los circuitos de tubería con consecuencia de potencial alto si la falla ocurriera y aquellos sujetos a velocidades de corrosión alta o corrosión localizada normalmente tendrán mas TMLs y serán monitoreado

mas

frecuentemente.

Las

TMLs

deberán

ser

apropiadamente

distribuida

completamente en cada circuito de tubería. Las TMLs pueden ser eliminadas o el numero reducido bajo ciertas circunstancias, tales como en tubería del lado de enfriamiento de una plante de olefinas, tubería de amoniaco anhidros, productos de hidrocarburos limpio no corrosivo o tubería de aleación alta para producto puro. En circunstancias

donde las TMLs es sustancialmente

reducida o eliminada, personas con conocimiento en corrosión deberán ser consultadas

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Ubicaciones de Medidas de Espesores Monitoreo de TML (cont) Los espesores mínimos (delgados) de cada TML pueden ser localizados por escaneo de ultrasonido o radiografía. La técnica electromagnética puede ser usada para identificar áreas delgadas que puedan entonces ser medidas por ultrasonido o radiografía. Cuando es realizado con ultrasonido, el escaneo consiste de toma de varias lecturas de espesores en la TML registrado para localizar el adelgamiento Las lecturas menores (delgadas) o un promedio de varias mediciones de lectura tomadas dentro del área del punto de ensayo deberán de ser registrada y usadas para calcular la velocidad de corrosión, vida remanente y la fecha de la próxima inspección Donde es apropiado, las medidas de espesores deberán incluir mediciones en cada uno de los cuatro cuadrantes sobre la tubo y accesorios, con atención especial en el radio interior y exterior de codos y tees donde la corrosión/erosión puede incrementar las velocidades de corrosión. Como un mínimo, las lecturas delgadas (menores) y su ubicación deberá ser registrada Las TMLs deberán ser establecidas para áreas con continuada CUI, corrosión en interfases S/A o otras ubicaciones de corrosión localizada potencial así como por general, corrosión uniforme Las TMLs deberá ser marcada en los dibujos de inspección en los sistemas de tubería para permitir mediciones repetidas en las mismas TMLs. Este procedimiento de registro provee datos de mayor precisión para la determinación de velocidad de corrosión

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Ubicaciones de Medidas de Espesores Selección de la TML En la selección o ajuste del numero y ubicación de los TMLs, el inspector deberá tomar dentro sus consideraciones (versión) el patrón de corrosión que pueda ser esperado y que ha sido experimentado en la unidad de proceso. Un número de procesos comunes de corrosión en unidades de refinería y petroquímica son relativamente uniforme en naturaleza, resultando en una velocidad equitativamente constante de reducción de pared de tubería independiente de la ubicación dentro del circuito de tubería, ambos axialmente o circunferencialmente. Ejemplos de tal fenómeno de corrosión incluye la corrosión del azufre a alta temperatura y la corrosión de agua salada (las velocidades proveídas no son tan excesivas como la local causada por corrosión/erosión de codos, tees y otros elementos similares). En estas situaciones, el numero de las TMLs requerido para monitorear un circuito es poco en comparación de los requeridos para monitorear circuitos sujetos a mayor perdida de metal localizada. En teoría, un circuito sujeto a corrosión perfectamente uniforme puede ser adecuadamente monitoreado con un simple TML. En la realidad, la corrosión nunca es verdaderamente uniforme, de manera que adicional TMLs pueden ser requeridos. Los inspectores pueden usar su conocimiento (y la de otros) de las unidades de proceso para optimizar la selección de TML para cada circuito, balanceando los esfuerzos de recopilación de datos con los beneficios proveídos por los datos

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Ubicaciones de Medidas de Espesores Selección de la TML (cont) Mayores TMLs deberán de ser seleccionadas para sistemas de tubería con cualquiera de las siguientes características:
Potencial alto de creación de emergencia en la seguridad y el ambiente sobre el evento de una fuga
Velocidades de corrosión alta esperada y experimentada
Potencial alto de corrosión localizada
Mayor complejidad en termino de accesorios, ramales (bifurcación), tramos muertos, puntos de inyección y otros elementos similares
Potencial alto de CUI

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Ubicaciones de Medidas de Espesores Selección de la TML (cont) Pocos TMLs pueden ser seleccionadas para sistemas de tubería con cualquiera de las siguientes tres características:
Potencial bajo de creación de emergencia en la seguridad y el ambiente sobre el evento de una fuga
Sistemas de tubería relativamente no corrosivo
Sistemas de tubería de recorrido recto, larga (grandes) Las TMLs pueden ser eliminados para sistemas de tubería con ambas de las siguientes dos características:
Potencial extremadamente bajo de creación de emergencia en la seguridad y el ambiente sobre el evento de una fuga
Sistemas no corrosivos, como es demostrado por el historial o servicio similar y sistemas no sujetos a cambios que puedan causar corrosión API API570 570

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Método de Medición de Espesores Los instrumentos de medición de espesores por ultrasonido usualmente son los medios mas precisos (exacto) para obtener mediciones de espesores en tubería grandes instaladas mayores a 1 NPS. Las técnicas de radiografía de perfil son preferidas para diámetros de tubería de 1 NPS y menores. Las técnicas de radiografía de perfil puede ser usada para localizar áreas a ser medidas, particularmente en sistemas aislados o donde la corrosión localizada o no uniforme es sospechada. Donde es practico, el ultrasonido puede ser usado para obtener los espesores actuales de las áreas para ser registradas (documentadas). Cuando la corrosión en un sistema de tubería es no uniforme o el espesor remanente esta cercano el espesor mínimo requerido, mediciones de espesores adicionales pueden ser requeridos. El escaneo de ultrasonido y radiografía son los métodos preferidos en tales casos. El dispositivo de corriente de Eddy puede además ser usado Cuando las mediciones por ultrasonido son tomadas arriba de 150°F (65°C), instrumentos, acoplantes y procedimientos deberán ser usados tal que resulta mediciones precisas a temperaturas altas. Las mediciones deberán ser ajustada por el apropiado factor de corrección de temperatura

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Método de Medición de Espesores (cont) Factores que pueden contribuir a reducir la precisión de las mediciones ultrasónicas incluye los siguientes:
Calibración incorrecta del instrumento
Escama o revestimiento externo
Rugosidad excesiva de la superficie
Excesivo balanceo del sondeo [exploración] (sobre una superficie curvada)
Defectos sub-superficial del material, tales como laminaciones
Efectos por temperatura [a temperaturas arriba de 150°F (65°C)]
Pantallas pequeña de detector de defecto
Espesores menores de 1/8 de pulgada (3.5 mm) para típicos calibradores de espesores digital API API570 570

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Método de Medición de Espesores (cont) En la determinación de la velocidad de corrosión será valido que las mediciones sobre un punto delgado sea repetida tan cercano como sea posible en la misma ubicación Alternativamente, las lecturas mínimas o un promedio de varias lecturas en el punto de ensayo pueden ser consideradas Cuando los sistemas de tubería están fuera de servicio, las mediciones de espesores puede sen tomadas a través de las aberturas usando calibradores Los calibradores son de ayuda en la determinación de espesores aproximados de fundiciones, forjas y cuerpos de válvulas, también para aproximaciones de profundidad de picadura de CUI sobre el tubo Los dispositivos de medición de profundidad de picadura pueden además ser usados para determinar la profundidad de perdida de metal localizada

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Prueba a Presión de Sistemas de Tubería Los ensayos a presión no son normalmente conducido como parte de una inspección rutinaria. Cuando son conducidos, el ensayo a presión deberá ser realizada de conformidad con los requerimientos de B31.3. Requerimientos adicionales son proveídos en PR API 574 y la PR API 920. Las pruebas a presión baja, son usada solo para ajuste de sistemas de tubería, pueden ser conducidas a presiones designadas por el dueño/usuario El fluido de la prueba deberá ser agua a menos que exista la posibilidad de daño debido a congelamiento u otro efecto adverso del agua sobre el sistema de tubería o el proceso o al menos que el agua de la prueba origine contaminación y su disposición presenta problemas al ambiente. En ambos casos, otro liquido adecuado no toxico puede ser usado. Si el liquido es flamable, su punto de destello (encendido) deberá ser al menos a 120°F (49°C) o mayor y las consideraciones deberán ser dadas por el efecto del ambiente de la prueba sobre el fluido de la prueba La tubería fabricada de o teniendo componentes de acero inoxidable de la serie 300 deberán ser hidro-ensayadas con una solución hecha superior al agua potable o vapor condensado. Después que la prueba es completada, la tubería será completamente drenada (todos los puntos altos de venteo deberán ser abierto durante el drenado) el aire soplado o de otra manera secado. Si el agua potable no esta disponible o si el dreneo y secado inmediato no es posible, agua teniendo teniendo un nivel de cloro muy bajo, alto PH (>10) y la adición de inhibidor puede ser considerada para reducir el riesgo de picadura y corrosión inducida microbiologicamente

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Prueba a Presión de Sistemas de Tubería (cont) Para tubería de aceros inoxidables austeniticos sensibilizados sujetas a agrietamiento por esfuerzo de corrosión del politiónico, las consideraciones deberán ser dadas para usar una solución de agua alcalina para la prueba a presión (ver PR NACE 0170) Si una prueba a presión es mantenida por un periodo de tiempo y el fluido de la prueba en el sistema esta sujeto a expansión térmica, las precauciones deberán ser tomadas para evitar presión excesiva Cuando una prueba a presión es requerida, deberá ser conducida después de cualquier tratamiento térmico Antes de la aplicación de una prueba hidrostática a los sistemas de tubería, las consideraciones deberán ser dada para el diseño de la estructura de los soportes Una prueba a presión neumática puede ser usada cuando es impractico una prueba hidrostática debido a las limitaciones por proceso, temperatura o estructural. Sin embargo, el potencial de riesgo para el personal y propiamente de la prueba neumática deberá ser considerado cuando se esta llevando a cabo tal prueba. Como un mínimo, las precauciones de inspección contenidas en B31.3 deberán ser aplicadas en cualquier prueba neumática API API570 570

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Prueba a Presión de Sistemas de Tubería (cont) Durante una prueba a presión, donde la presión de la prueba excede la presión de ajuste de la válvula de seguridad sobre un sistema de tubería, la válvula de relevo de seguridad o válvulas deberán ser removidas o bloqueada en la duración de la prueba. Como una alternativa, cada disco de válvula puede estar sostenido abajo por una abrazadera de prueba de diseño adecuado. La aplicación de una carga adicional al resorte de la válvula por giro de ajuste del tornillo no es recomendado. Líneas conteniendo juntas de expansión que no pueden ser removidas o aisladas pueden ser probadas a una presión reducida de acuerdo con los principios de B31.3. Si válvulas de bloqueo son usadas para aislar un sistema de tubería de una prueba a presión, el cuidado será tomado para no exceder la presión del asiento permisible como es descrito en ASME B16.34 o dato del fabricante de la válvula aplicable Sobre la terminación de una prueba a presión, los dispositivos de relevado de presión de su posición adecuada y otros accesorios removidos o hechos inoperantes durante la prueba a presión deberán ser reinstalados o reactivados

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Trazabilidad y Verificación del Material Durante las reparaciones o alteraciones de sistemas de tubería de aleaciones bajas a altas, el inspector deberá verificar la instalación de los materiales nuevos correcto. A discreción de el dueño/usuario o el inspector, esta verificación puede ser un chequeo o ensayo al 100% en ciertas situaciones criticas o por muestreo a un porcentaje de los materiales. La prueba puede ser lograda por el inspector o examinador por uso de un método portable adecuado, tal como la prueba química por punto, analizador de espectrografía óptica o analizador fluorescente de rayos-X. El chequeo puede involucrar verificación de reportes de pruebas sobre los materiales, marcado de componentes de tubería y pernos y dimensiones clave Si un componente del sistema de tubería falla debido a que un material incorrecto fue inadvertidamente sustituido por el material de tubería correcto, el inspector deberá considerar la necesidad de verificación posterior de los materiales de tubería existente. La extensión de la posterior verificación depende de circunstancias tal como la consecuencia de falla y la probabilidad de mas errores del material

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Inspección de Válvulas Normalmente, las mediciones de espesores no son tomadas rutinariamente en válvulas de circuitos de tubería. El cuerpo de la válvula es normalmente grueso en comparación con otros componentes de tubería por razones de diseño. Sin embargo, cuando las válvulas son desmanteladas para servicio y reparación, el taller deberá estar atento a cualquier patrón de corrosión inusual o adelgamiento y cuando es notado, reportara la información al inspector. Los cuerpos de válvulas que son expuestos a temperaturas cíclicas bruscas (por ejemplo, unidad de generación de reformadores catalíticos y limpiezas por vapor) deberán ser examinadas periódicamente por agrietamiento por fatiga térmica Si las válvulas de compuerta son conocidas a ser o se sospechada que están siendo expuesta a corrosión/erosión, las lecturas de espesores deberán ser tomadas entre los asientos, desde que esta es un área de esfuerzo alto y turbulencia alta Las válvulas de control o otras válvulas reguladoras, particularmente en servicio de descenso (goteo) y slurry (compuesto acuoso de lodo o cemento) a presión alta, pueden ser susceptible a corrosión/erosión localizada del cuerpo fluido arriba del orificio. Si tal perdida de metal es sospechada, la válvula deberá ser removida de la línea para inspección interna. Además el interior del apareamiento de brida y tubería fluido arriba deberá ser inspeccionada por perdida de metal local

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Inspección de Válvulas (cont) Cuando el cierre del cuerpo de la válvula y/o presión de prueba son realizado después del servicio, deberán ser conducidos de acuerdo con el estándar API 598 Válvulas check (de freno) criticas deberán ser inspeccionadas visualmente y internamente para garantizar que detienen flujo reversible . Un ejemplo de una válvula check critica puede ser la válvula check localizada en la salida de una mulifase, en la descarga de bombeo de la cabeza alta de hidroproceso. La falla de tal válvula check operando correctamente puede resultar en sobrepresión de la tubería durante un flujo reversible. El método de inspección visual normal deberá incluir:  Chequeo para asegurar que la tapa (solapa) es libre para moverse, como es requerido, sin excesiva holgura por desgaste  El área de parada de la tapa (solapa) no deberá tener desgaste excesivo. Esto minimiza la probabilidad que la tapa se mueva pasando justo la posición central de parada y permanezca en una posición abierta cuando la válvula check es montada en la posición vertical  La tuerca de la tapa deberá ser asegurada a el tornillo de la tapa para evitar que el respaldo quede fuera de servicio  Los chequeos por fuga de válvulas check criticas no son normalmente requerido

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Inspección de Soldaduras en Servicio La inspección de la calidad de soldadura de tubería es normalmente consumada como parte de los requerimientos de nuevas construcciones, reparaciones o alteraciones. Sin embargo, las soldaduras son a menudo inspeccionadas por corrosión como parte de una inspección de perfil de radiografía o como parte de una inspección interna. Preferentemente cuando la corrosión en soldadura es notada, soldaduras adicionales en el mismo circuito o sistema deberán ser examinadas por corrosión En ocasiones, examinaciones de radiografía de perfil puede revelar imperfecciones en la soldadura. Si imperfecciones conocida como grieta son detectadas mientras el sistema de tubería esta en operación, inspección posterior con radiografía de perfil de soldadura y/o ultrasonido puede ser usado para evaluar la magnitud de la imperfección. Adicionalmente, el esfuerzo deberá ser hecho para determinare si las imperfecciones conocida como grieta son de soldadura de fabricación original o puede ser de un mecanismo del ambiente de grieta El agrietamiento por ambiente deberá ser evaluados por los ingenieros de tubería Si las imperfecciones notadas son del resultado de soldadura de fabricación original, la inspección y/o análisis de ingeniería es requerido para evaluar el impacto de la calidad de la soldadura sobre la integridad de la tubería. Este análisis puede sen uno o mas de los siguientes:
A juicio del inspector
A juicio del inspector de soldadura certificado (CWI)

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION Inspección de Soldaduras en Servicio (cont)
A juicio del ingeniero de tubería


Análisis de ingeniería de fines para servicio Las cuestiones a considerar cuando se evalúa la calidad de soldaduras existentes incluye los siguiente:  Criterio de aceptación de inspección de fabricación original  Extensión, magnitud y orientación de imperfecciones  Periodo (cantidad) de tiempo en servicio  Operación contra condiciones de diseño  Presencia de esfuerzo en tubería secundaria (residual y térmico)  Potencial de cargas de fatiga (mecánica y térmica)  Sistemas de tubería secundaria o primaria  Potencial de impacto o cargas pasajeras  Potencial de ambiente de grietas  Dureza de la soldadura API API570 570

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION

Inspección de Soldaduras en Servicio (cont) En muchos casos de soldaduras en servicio, no es apropiado el uso al azar o criterio de aceptación de radiografiado por punto de la calidad de soldadura en ASME B31.3. Estos criterios son intencionados para su aplicación a construcción nueva sobre un ensamble de soldadura, no justo a las soldaduras examinadas, en orden para evaluar la calidad probable de todas las soldaduras (o soldadores) en el sistema. Algunas soldaduras pueden existir tal que no cumplen estos criterios pero aun se desempeñan satisfactoriamente en el servicio después de ser hidroensayada. Esto es especialmente verdadero sobre conexiones ramales pequeñas que no son normalmente examinadas durante la construcción nueva

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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION

Inspección de Juntas Bridadas El marcado sobre una muestra representativa de juntas (empaquetaduras) y sujeciones de reciente instalación deberán ser examinadas para determinar si cumplen la especificación del material Las marcas son identificadas en los estándares aplicable ASME y ASTM. Las sujeciones cuestionables deberán ser verificadas o renovadas Las sujeciones deberán extender complemente a través de sus tuercas Si las bridas instaladas están excesivamente dobladas, sus marcas y espesores deberán ser checados contra los requerimientos de ingeniería antes de tomar la acción correctiva

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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION General La frecuencia y extensión de inspección sobre los circuitos de tubería depende de las formas de degradación que pueda afectar la tubería y consecuencia de una falla de tubería. La estrategia de inspección basada en la probabilidad y consecuencia de falla, es referenciado como inspección basada en riesgo El plan simplificado de clasificación de tubería es basado sobre la consecuencia de falla. Esta clasificación es usada para establecer la frecuencia y extensión de inspección. El dueño/usuario puede idear un plan de clasificación mas extensivo que evalúa con mas precisión la consecuencia para ciertos circuitos de tubería. La evaluación de la consecuencia puede considerar el potencial de explosión, fuego, toxidad, impacto al ambiente y otros efectos potenciales asociado con las falla. Después de que una evaluación efectiva es conducida, el resultado puede ser usado para establecer una estrategia de inspección del circuito de tubería y mas específicamente definir mejor lo siguiente:
Los métodos de inspección mas apropiados, alcance, herramientas y técnicas a ser utilizadas basadas en las formas esperadas de degradación,
Las frecuencias de inspección apropiada,
La necesidad de la prueba a presión después de que el daño ha incurrido o después que reparaciones o modificaciones han sido completada y
La prevención y pasos de mitigación para reducir la probabilidad y consecuencia de una falla de tubería

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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION General (cont) Una evaluación de RBI puede ser usada para incrementar o disminuir los limites de inspección descritos en la tabla 6.2 (API 570). Similarmente, la extensión de inspección puede ser incrementada o disminuida mas allá de los objetivos de la tabla 6.2 (API 570) por una evaluación de RBI. Cuando es usado para incrementar los limites de intervalo de inspección o la extensión de inspección, evaluaciones de RBI deberán ser conducidas a intervalos no excediendo los limites respectivo de la tabla 6.2 (API 570), o mas a menudo si es justificado por el proceso, equipo o cambios de consecuencia. Las evaluaciones RBI deberán ser revisadas y aprobadas por un ingeniero de tubería y autorizado por el inspector de tubería a intervalos no excediendo los limites respectivos de la tabla 6.2 (API 570) o mas a menudo si es justificado por el proceso, equipo o cambio de consecuencia

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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION Clases de Tubería de Servicio Todos los sistemas de tubería de proceso deberán ser categorizados dentro de diferentes clases. Tal sistema de clasificación permite esfuerzo de inspección extra para ser enfocado sobre sistemas de tubería que puedan tener potencial de consecuencia alto si la falla o perdida de contención ocurriera. En general, los sistemas de clasificación alto requieren inspección mas extensiva a intervalos cortos en orden para afirmar su integridad para continuar con la operación segura Las clasificaciones deberán ser basadas en los efectos potencial en la seguridad y el ambiente ocurrida una fuga El dueño/usuario deberá mantener registro del fluido manejado en la tubería de proceso, incluyendo su clasificación. La practica recomendada API 750 y la NFPA 704 provee información que puede ser de ayuda en la clasificación de los sistemas de tubería de acuerdo al peligro potencial de los fluidos de procesos que contienen

Clases 1 Servicios con un potencial alto del resultado de una emergencia inmediata si la fuga ocurriera están en la clase 1. Tal emergencia puede ser en la seguridad o ambiental en naturaleza: Servicios flamables que pueden ser auto-refrigerantes y llevar a la fractura frágil Servicios presurizados que pueden rápidamente vaporizarse durante el relevo, creando vapores que pueden colectarse y formar una mezcla explosiva, tal como los fluidos C2, C3 y C4 Sulfuro de hidrogeno (mayores del 3% en peso) en un fluido (flujo) gaseoso

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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION Clases 1 (cont) Cloruro de hidrogeno anhidros Ácido hidrofluorico Tubería sobre o adyacente al agua y tubería debajo de autopista publica

Clases 2 Servicios no incluidos en las otras clases están en la clase 2. Esta clasificación incluye la mayoría de las tuberías de unidades de proceso y tubería seleccionada fuera de sitio:
Hidrocarburos en sitio que se vaporiza lentamente durante el relevo
Hidrogeno, gas combustible y gas natural
Cáusticos y ácidos fuertes en sitio

Clases 3 Servicios que son flamables pero que no se vaporizan significantemente cuando fugan y no están localizados en áreas de actividad alta están dentro la clase 3. Servicios que son potencialmente nocivo al tejido humano pero están localizados en áreas remotas pueden ser incluidos dentro esta clase:
Hidrocarburos en sitio que no se vaporiza significantemente durante el relevo
Destilado y líneas de productos al final de almacenamiento y cargas
Cáusticos y ácidos fuera de sitio

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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION Intervalos de Inspección Los intervalos entre inspecciones de tubería deberá ser establecido y mantenido usando los siguientes criterios: Cálculos de vida remanente y velocidad de corrosión Clasificación de tubería de servicio Requerimiento jurisdiccional aplicable Juicio del inspector, ingeniero de tubería, ingeniero supervisor de tubería o especialista en corrosión, basado sobre las condiciones de operación, historial de previas inspecciones, resultados de inspecciones actuales y condiciones que pueden justificar inspecciones suplementarias El dueño/usuario o inspector deberá establecer los intervalos de inspección para la medición de espesores, inspección visual externa y donde es aplicable, para las inspecciones interna y suplementaria La medición de espesores deberá ser programada basada sobre el calculo de no mas de la mitad de vida remanente determinada de las velocidades de corrosión o en los intervalos máximos sugeridos de la tabla 6-1 (API 570), cualquiera el mas corto. Los intervalos cortos pueden ser apropiado bajo ciertas circunstancias. Previo al uso de la tabla 6-1 (API 570), las velocidades de corrosión deberán ser calculadas de acuerdo con 7.1.3 (API 570)

API API570 570

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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION Intervalos de Inspección (cont) Los intervalos de inspección pueden ser revisados y ajustados como sea necesario después de cada inspección o cambio significante en las condiciones de operación. Corrosión general, corrosión localizada, picadura, ambiente de grieta y otras formas de deterioración pueden ser consideradas cuando se esta estableciendo varios intervalos de inspección.

Extensión de Inspección Visual Externa y Inspección por CUI La inspección visual externa, incluyendo inspecciones de corrosión bajo el aislamiento (CUI), deberá ser conducida a los intervalos máximos listados en la tabla 6-1 (API 570) para evaluar elementos tales como los del apéndice D (API 570). La inspección visual externa en tubería descubierta es para evaluar la condición del sistema de pintura y revestimiento, para verificación de corrosión externa y para chequeo de otras formas de deterioración. La inspección visual externa de potencial CUI además evalúa la condición del aislamiento y deberá ser conducida en todos los sistemas de tubería susceptible a CUI Siguiendo la inspección visual externa de sistemas susceptibles, examinación adicional es requerida para la inspección por CUI. La extensión y tipo de la adicional inspección por CUI son listados en la tabla 6-2 (API 570). El aislamiento dañado a elevaciones altas puede resultar en CUI en áreas bajas remotas del daño. La inspección por NDE de CUI deberá además ser conducida como es listada en la tabla 6-2 (API 570) en ubicaciones sospechosas de 5.3.3.2 (API 570)[excluyendo el inciso c de ese punto] que cumplen los criterios de temperatura de 5.3.3.1 (inciso e, f, h del API 570)

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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION Extensión de Inspección Visual Externa y Inspección por CUI (cont) La examinación radiográfica o remoción de aislamiento y inspección visual es normalmente requerida para esta inspección en ubicaciones dañadas o sospechosas. Otros métodos de evaluación de NDE pueden ser usados donde es aplicable. Si la inspección de áreas dañadas o sospechosas tiene significante CUI localizada, áreas adicionales deberán ser inspeccionadas y donde es justificable, hasta el 100% del circuito deberá ser inspeccionado. Factores que afectan la probabilidad de CUI: Condiciones del clima local Diseño del aislamiento Calidad del revestimiento Condiciones de servicio Instalaciones con experiencia de inspección por CUI pueden incrementar o reducir los limites (objetivos) de inspección por CUI de la tabla 6-2. Una estimación exacta de los limites de inspección por CUI no es requerido. El dueño/usuario puede confirmar los limites de inspección con la historia de operación o otra documentación

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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION Extensión de Inspección Visual Externa y Inspección por CUI (cont) Los sistemas de tubería que se sabe que tienen una vida remanente arriba de 10 años o que están adecuadamente protegidos contra corrosión externa no necesitan ser incluidos en las inspecciones por NDE recomendadas en la tabla 6-2. Sin embargo, la condición del sistema de aislamiento o del enchaquetamiento exterior, tal como el cuerpo de cajas frías, deberá ser observado periódicamente por personal de operación o otros. Si la deterioración es notada, será reportada al inspector. Los siguientes son ejemplos de estos sistemas: Sistemas de tubería aislada eficazmente para prevenir la entrada de humedad Sistemas de tubería criogénica enchaquetada Sistemas de tubería instaladas en cajas frías en el cual la atmósfera es purgada con un gas inerte Sistemas de tubería en la cual la temperatura esta siendo mantenida lo suficientemente baja o lo suficientemente alta para prevenir (evitar) la presencia de agua

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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION Extensión de la Inspección por Medición de Espesores Para satisfacer los requerimientos de intervalos de inspección, cada inspección por medición de espesores deberá obtener lecturas de espesores sobre una muestra representativa de TMLs en cada circuito. Esta muestra representativa deberá incluir datos de varios tipos de componentes y orientación (horizontal y vertical) encontrados en cada circuito. Esta muestra además puede incluir las TMLs con la mas reciente fecha renovada de las inspecciones previas. Mayores TMLs medidas para cada circuito, mayor precisión en la fecha de la próxima inspección será proyectada. Por lo tanto, en la inspección programada de circuitos se deberá obtener muchas medidas como sea necesaria

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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION Extensión de Inspección de Tubería Auxiliar, de Resistencia Pequeña y Conexiones Roscadas Inspección de Tubería de Resistencia Pequeña Tubería de resistencia pequeña (SBP) que es tubería de proceso primario deberá ser inspeccionada de acuerdo con todos los requerimientos de este documento SBP que es tubería de proceso secundario tiene diferentes requerimiento mínimo dependiendo de la clasificación del servicio. La clase 1 de SBP secundaria deberá ser inspeccionada con los mismos requerimiento como una tubería de proceso primario. La inspección de clase 2 y clase 3 de SBP secundaria es opcional. Los tramos muertos de SBP (tales como brida de nivel) en los sistemas de clase 2 y clase 3 deberán ser inspeccionados donde la corrosión ha sido experimentada o anticipada Inspección de Tubería Auxiliar La inspección de SBP secundaria, auxiliar asociada con maquinaria y instrumento es opcional. El criterio a considerar en la determinación si la SBP auxiliar necesita alguna forma de inspección incluye los siguientes: Clasificación Potencial de agrietamiento por fatiga o el ambiente Potencial de corrosión basada en la experiencia con sistemas primarios adyacente Potencial por CUI

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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION Extensión de Inspección de Tubería Auxiliar, de Resistencia Pequeña y Conexiones Roscadas (cont) Inspección de Conexiones Roscadas La inspección de conexiones roscadas deberá ser de acuerdo a los requerimientos listado arriba para tubería auxiliar y de resistencia pequeña. Cuando se seleccionan las TMLs en conexiones roscadas, incluye solo las que pueden ser radiografiada durante inspecciones programadas Las conexiones roscadas asociadas con maquinas y sujetas a daño por fatiga deberán ser periódicamente evaluadas y consideradas para renovación posible con una pared gruesa o aumento para los componentes soldados. La programación de tal renovación depende de varios temas, incluyendo los siguientes: Clasificación de tubería Magnitud y frecuencia de vibración Cantidad de peso sin apoyo Actuales espesores de pared de tubería Si el sistema puede o no ser mantenido con fluido Velocidad de corrosión Servicio intermitente

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DATOS DE EVALUACION DE INSPECCION, ANALISIS Y REGISTRO

Determinación de la Velocidad de Corrosión Cálculos de Vida Remanente Vida Remanente (años) = (tactual – tmínimo)/ velocidad de corrosión Donde: tactual

Espesor mínimo actual en pulgadas determinado por inspección

tmimimo

Espesor mínimo requerido en pulgadas para la zona o sección limitada

Velocidad de corrosión de termino largo (L.T) de circuitos de tubería: Velocidad de corrosión (L.T) = (tinicial – tultimo)/ tiempo (años) entre inspecciones inicial ultima

y

Velocidad de corrosión de termino corto (S.T) de circuitos de tubería: Velocidad de corrosión (S.T) = (tprevio – túltimo)/ tiempo (años) entre inspecciones previa ultima

y

Las velocidades de corrosión de termino corto y termino largo deberán ser comparadas para ver cual resulta en la vida remanente corta

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DATOS DE EVALUACION DE INSPECCION, ANALISIS Y REGISTRO

Determinación de la Velocidad de Corrosión Sistemas de Tubería Recién Instalados o Cambios en el Servicio Para sistemas de tubería nueva o sistemas de tubería para la cual las condiciones de servicio están siendo cambiadas, uno de los siguientes métodos deberá ser empleado para determinar la velocidad probable de corrosión de la cual el espesor de pared remanente en el momento de la próxima inspección puede ser estimado.
La velocidad de corrosión para un circuito de tubería puede ser calculada de datos recopilados por el dueño/usuario de sistemas de tubería de material similar en servicio comparable
Si datos del mismo o servicio similar no están disponibles. La velocidad de corrosión para un circuito de tubería puede ser estimada de la experiencia del dueño/usuario o de datos publicados sobre sistemas de tubería en servicio comparable
Si la velocidad de corrosión no puede ser determinada por ambos métodos listados arriba, la determinación de medición de espesores inicial deberá ser realizada después de no mas de tres meses de servicio usando mediciones de espesores no destructiva de los sistemas de tubería. Dispositivo de monitoreo de corrosión, tales como cupones de corrosión o probetas de corrosión pueden ser de ayuda sobre el establecimiento del ritmo (tiempo, fecha) de las mediciones de espesores. Mediciones subsecuentes deberán ser realizadas después de intervalos apropiado hasta que la velocidad de corrosión es establecida

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DATOS DE EVALUACION DE INSPECCION, ANALISIS Y REGISTRO

Determinación de la Presión de Trabajo Máxima Permisible La presión de trabajo máxima permisible (MAWP) para el uso continuo de sistemas de tubería deberá ser establecida usando el código aplicable. Los cálculos pueden ser hecho para materiales conocidos si todo los siguientes detalles esenciales son conocidos para cumplir con los principios del código aplicable: Limites de temperatura inferior y/o superior para los materiales especificados Calidad de los materiales y del trabajo

MAWP=2SEt/D

Requerimiento de inspección

t, espesor corroído S, esfuerzo permisible E, eficiencia de la junta D, diámetro exterior

Refuerzo de aberturas Requerimiento de cualquier servicio cíclico

Para materiales desconocidos, los cálculos pueden ser realizados asumiendo el grado de material mas bajo y eficiencia de la unión en el código aplicable. Cuando la MAWP es recalculada, el espesor de pared usado en estos cálculos deberá ser el espesor actual determinado por inspección menos dos veces la perdida de corrosión estimada antes de la fecha de la próxima inspección. Las tolerancias deberán ser hechas para otras cargas de acuerdo con el código aplicable. Las tolerancias del código aplicable por variaciones de presión y temperatura de la MAWP son permitidas previendo que todo los criterios del código asociado son satisfechos API API570 570

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DATOS DE EVALUACION DE INSPECCION, ANALISIS Y REGISTRO

Determinación de Espesores Mínimo Requerido El espesor de pared de tubería mínimo requerido o espesor de retiro, deberá ser basado sobre consideraciones de presión, mecánica y estructural usando las formulas de diseño apropiada y esfuerzo permisible del código. Las consideraciones de ambas corrosión general y localizada deberán ser incluidas. Para servicios con consecuencia de alto potencial si la falla ocurriera, el ingeniero de tubería deberá considerar incremento de los espesores mínimos requeridos arriba del espesor mínimo calculado para prevención de cargas desconocidas o no prevista, perdida de metal no descubierto o resistencia a abuso normal

Evaluación de Áreas de Zona Delgadas Áreas de zona delgada pueden ser evaluadas por un ingeniero de tubería usando uno de los siguientes métodos: De acuerdo con la ultima edición de ASME B31G Análisis de esfuerzo numérico detallado (tal como el análisis de elemento finito) del área para determinar la aptitud (suficiencia) para la continuidad en el servicio. El resultado de este análisis deberá ser evaluado como es descrito en el código ASME sección VIII división 2 de recipientes a presión y calderas apendice 4 articulo 4-2 API API570 570

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DATOS DE EVALUACION DE INSPECCION, ANALISIS Y REGISTRO

Evaluación de Áreas de Zona Delgadas (cont) El esfuerzo básico permisible del código aplicable deberá ser usado en lugar de Sm, pero en ningún caso el esfuerzo permisible usado en esta evaluación será mayor que 2/3 del esfuerzo de cedencia mínimo especificado (SMYS) a la temperatura. A temperaturas de diseño en el rango de termofluencia (creep) del material, consideraciones adicionales mas allá del alcance de esta división 2 son necesarias, tal como los efectos de interacción termofuencia-fatiga Un calculo independiente usando el factor de junta de soldadura apropiado cuando una soldadura longitudinal teniendo un factor de junta menor que 1 esta corroída así como también superficies remotas de la soldadura. Este calculo puede ser realizado para determinar si los espesores en la soldadura o remota a la soldadura, gobierna la presión de trabajo permisible. Para los propósitos del calculo, la superficie en la soldadura incluye 1 pulgada (2.5 centímetros) de metal padre en ambos lado de la soldadura o dos veces el espesor mínimo medido en ambos lados de la soldadura, cualquiera es mayor. Alternativamente, el factor de junta de la soldadura puede ser incrementado por examinación radiográfica de acuerdo con los principios de B31.3 El área corroída en tapas de tubería puede ser evaluada de acuerdo con el párrafo 5.7, inciso h del API 510

API API570 570

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DATOS DE EVALUACION DE INSPECCION, ANALISIS Y REGISTRO

Análisis de Esfuerzo de Tubería La tubería puede ser guiada y soportada tanto que (A) su peso es transportado sin peligro, (B) tiene suficiente flexibilidad por expansión o contracción térmica y (C) no vibra excesivamente. La flexibilidad de la tubería es de interés creciente (cada vez mayor) por lo grande de diámetros de tubería y por la diferencia mayor entre condiciones de temperatura operativa y ambiente El análisis de esfuerzo de tubería para evaluar la flexibilidad del sistema y suficiencia de soporte no es normalmente realizada como parte de una inspección de tubería. Sin embargo, muchos sistemas de tubería existente fueron (o son) analizadas como parte de su diseño original o como parte de una reclasificación o modificación y los resultados de estos análisis pueden ser de ayuda en el desarrollo de los planes de inspección. Cuando un movimiento inesperado de un sistema de tubería es observado durante una inspección visual externa, el inspector deberá discutir estas observaciones con el ingeniero de tubería y evaluara la necesidad de conducir un análisis de esfuerzo de tubería

API API570 570

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DATOS DE EVALUACION DE INSPECCION, ANALISIS Y REGISTRO

Análisis de Esfuerzo de Tubería (cont) El análisis de esfuerzo de tubería puede identificar los componentes mas altamente estresado (tensionado) sobre un sistema de tubería y predecir el movimiento térmico de los sistemas cuando es puesto en operación. Esta información puede ser usada para concentrar los esfuerzos de inspección en ubicaciones mas propensa a daño por fatiga por ciclos de expansión térmica (calentamiento y enfriamiento) y/o daño por termofluencia en tubería a temperaturas altas. Comparando los movimientos térmicos predecidos con los movimientos observados puede ayudar a identificar la incidencia (frecuencia) de las condiciones operativas inesperadas y deterioración de guías y soportes. La consulta con un ingeniero de tubería puede ser necesario para explicar las desviaciones observadas de las predicciones observadas, particularmente para los sistemas complicados que involucran múltiple soportes y guías entre puntos extremos (final) El análisis de esfuerzo de tubería puede ser empleado para ayudar a resolver problemas observados de vibración de tubería. Las frecuencias natural a la cual un sistema de tubería vibra puede ser predecida por análisis. Los efectos de guía adicional pueden ser evaluadas para evaluar su habilidad por control de vibración por incremento de la frecuencia natural del sistema mas allá de la frecuencia de fuerzas excitadoras, tal como una maquina de velocidad rotacional. Es importante determinar que guías aumentan el control de vibración no restringiendo adversamente la expansión térmica

API API570 570

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DATOS DE EVALUACION DE INSPECCION, ANALISIS Y REGISTRO

Reporte y Registros de Inspección de Sistemas de Tubería Cualquier incremento significante en las velocidades de corrosión deberá ser reportado al dueño/usuario para la acción apropiada El dueño/usuario deberá mantener apropiados registros permanentes y progresivos de cada sistema de tubería cubierto por API 570. Estos registros deberán tener datos pertinentes tales como servicio del sistema de tubería, clasificación, numero de identificación, intervalos de inspección y documentación necesaria para el registro del nombre del individuo que realizo la prueba, la fecha, tipo de prueba, los resultados de la medición de espesores y otras pruebas, inspecciones, reparaciones (temporal y permanente), alteraciones o reclasificaciones. Información de diseño y dibujos de tubería pueden ser incluidos. Información sobre actividades de mantenimiento y eventos que afectan la integridad de los sistemas de tubería además pueden ser incluidas. La fecha y resultado de inspecciones externa requerida deberá ser registrada. (ver la practica recomendada API 574 como orientación sobre registros de inspección de tubería)

API API570 570

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DATOS DE EVALUACION DE INSPECCION, ANALISIS Y REGISTRO

Reporte y Registros de Inspección de Sistemas de Tubería (cont) El uso de un sistema base-computadora de almacenamiento, calculo y analice de datos deberá ser considerado en vista del volumen de datos que pueda ser generado como parte de un programa de prueba por punto de tubería. Los programas por computadora son particularmente útil por lo siguiente: Almacenamiento de las lecturas de espesores actuales Calcula las velocidades de corrosión de termino corto y termino largo, fechas de retiro, MAWP y intervalos de reinspección sobre un punto de prueba con pruebas de puntos básica Áreas destacadas (realzadas) de velocidades de corrosión alta, cierre de circuito por espesores de retiro y otra información Algoritmos para el análisis de datos de circuitos completos pueden además ser incluido dentro del programa. El cuidado deberá ser tomado para garantizar el tratamiento estadístico de los resultados de datos de circuitos sobre predicciones que con precisión reflejan la condición actual del circuito de tubería

API API570 570

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REPARACIONES, ALTERACIONES SISTEMAS DE TUBERIA

Y

RECLASIFICACION

DE

Reparaciones y Alteraciones Los principios de B31.3 o otra código del cual el sistema de tubería fue construido deberá ser seguido

Autorización Todo trabajo de reparación y alteración debe ser realizado por una organización de reparación y debe ser autorizado por inspector previo a su inicio. La autorización de trabajos de alteración en sistemas de tubería no puede ser dada sin previa consulta y aprobación por el ingeniero de tubería. El inspector designa cualquier inspección en punto (sostenidos) requeridos durante la secuencia de reparación o de alteración. El inspector puede dar previa autorización general de procedimientos y reparaciones limitadas o rutinarias, previendo que el inspector quede satisfecho con la capacidad de la organización de reparación

Aprobación Todos los métodos propuesto de diseño, ejecución, materiales, procedimientos de soldadura, examinación y prueba deben ser aprobados por el inspector o por el ingeniero de tubería, como sea apropiado. La aprobación del dueño/usuario de soldado con fluido (en operación) es requerido Las reparaciones de soldadura de grietas que han ocurrido en servicio debería no ser intentada sin previa consulta con el ingeniero de tubería en orden para identificar y corregir la causa de la grieta

API API570 570

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REPARACIONES, ALTERACIONES SISTEMAS DE TUBERIA

Y

RECLASIFICACION

DE

Reparaciones por Soldadura (incluida con fluido) Reparaciones Temporales Para las reparaciones temporales, incluida con fluido, un encamisado dividido soldado de envoltura completa o cercado tipo caja designado por el ingeniero de tubería puede ser aplicado sobre el daño o área corroída. Las grietas longitudinales no serán reparadas de esta manera a menos que el ingeniero de tubería ha determinado que las grietas no se espera que se propaguen bajo el encamisado. En algunos casos, el ingeniero de tubería necesitara consultar con un analista de fractura Si el área a reparar es localizada (por ejemplo, Picaduras o hoyos de aguja) y el esfuerzo de cedencia mínimo especificado (SMYS) del tubo no es mayor a 40,000 PSIg (275,800 Kpa), una reparación temporal puede ser realizada por soldadura de filete a un acoplamiento dividido designado correctamente o parche de placa sobre el área picada. El material de la reparación deberá corresponder (igualar) al metal base amenos que se sea aprobado por el ingeniero de tubería Para fugas menores, un encerrado designado correctamente puede ser soldado sobre la fuga mientras el sistema de tubería esta en servicio, previendo que el inspector quede satisfecho con los espesores remanentes adecuados en la vecindad de la soldadura y el componente de tubería pueda soportar la soldadura sin la probabilidad de daño futuro del material, tal como la de servicio cáustico

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REPARACIONES, ALTERACIONES SISTEMAS DE TUBERIA

Y

RECLASIFICACION

DE

Reparaciones por Soldadura (incluida con fluido) Reparaciones Temporales (cont) Las reparaciones temporales deberán ser removidas y reemplazadas con una reparación permanente adecuada en la siguiente oportunidad de mantenimiento disponible. Reparaciones temporales pueden permanecer en el lugar por un periodo largo de tiempo solo si es aprobada y documentada por el ingeniero de tubería

Reparaciones Permanentes Reparaciones de defectos encontrados sobre componentes de tubería pueden ser realizados por preparación de ranura de soldadura que remueva completamente el defecto y entonces es llenada la ranura con un deposito de metal de soldadura de acuerdo con 8.2 (API 570) Áreas corroídas pueden ser restauradas con depósitos de metal de soldadura de acuerdo con 8.2 (API 570). Irregularidades y contaminación de la superficie deberán ser removidas antes de la soldadura. Apropiados métodos NDE deberán ser aplicados después de completada la soldadura Si es factible dejar el sistema de tubería fuera de servicio, el área defectuosa puede ser removida por corte exterior de una de una sección cilíndrica y reemplazada con un componente de tubería que cumple con el código aplicable

API API570 570

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REPARACIONES, ALTERACIONES SISTEMAS DE TUBERIA

Y

RECLASIFICACION

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Reparaciones por Soldadura (incluida con fluido) Reparaciones Permanentes (cont) Parches insertados (parches embutidos-nivelado) pueden ser usados para reparación de daños o áreas corroídas si los siguientes requerimientos son cumplidos: Soldaduras de ranuras de penetración completa son proveídas Para sistemas de tubería de clase 1 y clase 2, las soldaduras deberán ser 100% radiografiadas o ensayadas ultrasonicamente usando procedimientos de NDE que son aprobados por el inspector Los parches puede ser de cualquier forma pero deberán tener esquinas redondeadas [1 pulgada (25 mm) de radio mínimo]

Reparaciones Sin Soldadura Reparaciones temporales de secciones delgadas localizadas o defectos lineal circunferencial pueden ser hechos con fluido por instalación de abrazaderas atornilladas para fugas de fabricación y diseño correcto. El diseño deberá incluir control de cargas de empuje axial si el componente de tubería que esta siendo sujetado (abrazar) es insuficiente (o puede originar) para el control de presión de empuje. El efecto de fuerzas de abrazamiento (aplastamiento, compresión) sobre el componente deberá además ser considerado

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REPARACIONES, ALTERACIONES SISTEMAS DE TUBERIA

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RECLASIFICACION

DE

Reparaciones Sin Soldadura (cont) Durante reparaciones y vuelta al servicio (ciclo de parada) y otras oportunidades apropiadas, el sellado de fugas temporales y dispositivos de disipación de fuga, incluyendo válvulas, deberán ser removidos y la acción apropiada tomada para restaurar la integridad original del sistema de tubería. El inspector y/o ingeniero de tubería deberá ser involucrado en la determinación de procedimientos y métodos de reparación Los procedimientos que incluye sellado de fuga de fluidos (“bombeo”) para tubería de proceso deberán ser revisados para aceptación por el inspector o ingeniero de tubería. Esta revisión debería tomar dentro de sus consideraciones la compatibilidad del sellado con el material fugado; la presión de bombeo sobre la abrazadera (especialmente cuando es rebombeo), el riesgo del sellado afectando fluido debajo medidores de flujo, válvulas de alivio o maquinaria; el riesgo de fuga subsecuente en roscados de pernos causando corrosión o agrietamiento por esfuerzo de corrosión de pernos; y el numero de veces que el área sellada es rebombeada

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REPARACIONES, ALTERACIONES SISTEMAS DE TUBERIA

Y

RECLASIFICACION

DE

Soldadura y Derivación en Caliente (Hot Tapping) Toda soldadura de reparación y alteración deberá ser realizada de acuerdo con los principios de ASME B31.3 o el código con el cual el sistema de tubería fue construido Cualquier soldadura conducida sobre componentes de tubería en operación debe ser hecho de conformidad con la publicación API 2201. El inspector deberá usar como mínimo “la lista de control sugerida para hot tap” contenida en la publicación API 2201 para hot tapping realizado sobre componentes de tubería

Procedimientos, Calificaciones y Registros La organización de reparación deberá usar soldadores y procedimientos de soldadura calificados de conformidad con ASME B31.3 o el código con el cual la tubería fue construida (ASME SECCION IX) La organización de reparación deberá mantener registros de calificación de procedimientos de soldadura y soldadores. Estos registros deberán estar disponibles al inspector previo al inicio de la soldadura

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RECLASIFICACION

DE

Precalentamiento y Tratamiento Térmico Pos-Soldadura Precalentamiento La temperatura de precalentamiento usada en la pruducción de reparaciones de soldadura deberá ser de conformidad con el código aplicable y procedimientos de soldadura calificados. Excepciones para reparaciones temporales pueden ser aprobadas por el ingeniero de tubería El precalentamiento no menor de 300°F (150°C) puede ser considerado como una alternativa para el tratamiento térmico pos-soldadura (PWHT) de alteraciones o reparaciones de sistemas de tubería inicialmente tratadas térmicamente pos-soldadura como requerimiento del código (ver nota). Esto aplica para tubería construida de los aceros p – 1 listados en ASME B31.3; aceros P – 3, con la excepción de aceros manganeso-molibdeno, además pueden recibir los 300°F (150°C) de precalentamiento mínimo alternativo cuando en el sistema de tubería la temperatura de operación es bastante alta para proveer resistencia (dureza) razonable y cuando no hay riesgo identificable asociado con la prueba a presión, paro y arranque. El inspector debería determinar que la temperatura de precalentamiento mínima es medida y mantenida. Después de la soldadura, la junta debiera inmediatamente ser cubierta con aislamiento para disminuir la velocidad de enfriamiento Nota: El precalentamiento no podrá ser considerado como una alternativa para prevención de agrietamiento ambiental

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DE

Precalentamiento y Tratamiento Térmico Pos-Soldadura Precalentamiento (cont) Los sistemas de tubería construido de otros aceros que inicialmente requieren PWHT normalmente son tratadas térmicamente pos-soldadura si alteraciones o reparaciones que involucran soldadura retenedoras de presión son realizadas. El uso de precalentamiento alternativo requiere consulta con el ingeniero de tubería quien debiera considerar el potencial de ambiente de grieta y si el procedimiento de soldadura provee resistencia (dureza) adecuada. Ejemplos de situaciones donde esta alternativa podría ser considerada incluye soldaduras de sello, acumulamiento de metal de soldadura de áreas delgadas y ganchos de soportes soldado

Tratamiento Térmico Pos-Soldadura PWHT de reparaciones y alteraciones de sistemas de tubería deberá ser realizado usando los requerimientos aplicables de B31.3 o el código con el cual la tubería fue construida. Excepciones para reparaciones temporales deben ser aprobadas por el ingeniero de tubería

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DE

Precalentamiento y Tratamiento Térmico Pos-Soldadura Tratamiento Térmico Pos-Soldadura (cont) PWHT local puede ser sustituido xxxxx en reparaciones locales en todos los materiales, previendo que las siguientes precauciones y requerimientos son aplicados: La aplicación es revisada y el procedimiento es desarrollado por el ingeniero de tubería Sobre la evaluación apropiada del procedimiento, consideración deberá ser dada para factores aplicables, tales como espesores del metal base, gradientes térmicos, propiedades del material, cambios resultado de PWHT, lo necesario para soldaduras de penetración completa y examinaciones volumétricas y de superficie después del PWHT. Adicionalmente, distorsiones y tensiones local y total resultado del calentamiento de un área moderada local de la pared de tubería deberá ser considerada en el desarrollo y evaluación de procedimientos de PWHT Un precalentamiento de 300°F (150°C) o mas alto como es especificado por el procedimiento de soldadura especifico, es mantenido mientras se solda (durante la soldadura) API API570 570

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RECLASIFICACION

DE

Precalentamiento y Tratamiento Térmico Pos-Soldadura Tratamiento Térmico Pos-Soldadura (cont) La temperatura requerida de PWHT deberá ser mantenida para una distancia no menor que dos veces el espesor del metal base medido desde la soldadura. La temperatura de PWHT deberá ser monitoreada por un numero adecuado de termopar (un mínimo de dos) basado en el tamaño y forma del área que esta siendo tratada térmicamente Además el calentamiento controlado deberá ser aplicado en cualquier conexión ramal (bifurcación) o otra fijación dentro del área PWHT El PWHT es realizado por cumplimiento del código y no para resistencia de ambiente de grieta

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DE

Diseño Juntas a tope deberán ser soldaduras de ranura de penetración completa Los componentes de tubería deberán ser reemplazados cuando la reparación es probable que sea inadecuada. Conexiones nuevas y reemplazamientos deberán ser diseñados y fabricados de acuerdo a los principios del código aplicable. El diseño de cubiertas y reparaciones temporales deberán ser aprobados por el ingeniero de tubería Conexiones nuevas pueden ser instaladas sobre sistemas de tubería previendo que el diseño, ubicación y método de fijación conforman los principios del código aplicable Los parches de soldadura de filete requieren consideraciones de diseño especial, especialmente relativos a la eficiencia de la junta soldada y corrosión de crevice (hendidura). Los parches de soldadura de filete deberán ser diseñados por el ingeniero de tubería. Un parche puede ser aplicado en la superficie externa de tubería, previendo que esta en conformidad con las reparaciones temporales y permanentes (punto 8.1.3 del API 570) y cumplen (ambos) los siguientes requerimientos:

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DE

Diseño (cont) El parche propuesto provee el esfuerzo de diseño equivalente equivalente a la abertura de refuerzo diseñada conforme al código aplicable El parche propuesto es diseñado para absorber la tensión de la membrana de la parte de una manera que esta de acuerdo con los principios del código aplicable, si los siguientes criterios se cumplen: El esfuerzo permisible de la membrana no excede al de la parte de la tubería o el parche La tensión en el parche no resulta en esfuerzo de soldadura de filete excediendo el esfuerzo permisible de tal soldaduras Un parche revestido deberá esquinas redondeadas

Materiales Los materiales usados en la producción de reparaciones o alteraciones deberán ser de calidad soldable conocida, deberán conformar el código aplicable y deberán ser compatible con el material original

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RECLASIFICACION

DE

Examinación No Destructiva La aceptación de una reparación o alteración soldable deberá incluir NDE de conformidad con el código aplicable y la especificación del dueño/usuarios, al menos que de otra manera como es especificado en al API 570

Prueba a Presión Después que la soldadura es completada, una prueba a presión en conformidad con 5.7 (API 570) deberá ser realizada si es practico y considerado necesario por el inspector. Las pruebas a presión son normalmente requeridas después de alteraciones y reparaciones mayores. Cuando una prueba a presión no es practico o no es necesaria, NDE deberán ser utilizadas en lugar de una prueba a presión. Sustitución de procedimientos especiales para una prueba a presión después de una alteración o reparación puede ser hecho solo después de consultar con el inspector y el ingeniero de tubería Cuando no es practico ejecutar una prueba a presión de un cierre final de soldadura que une una sección nueva o reemplazo de tubería para un sistema existente, todos los siguientes requerimientos deberán ser satisfechos:

API API570 570

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RECLASIFICACION

DE

Prueba a Presión (cont) La tubería reemplazada o nueva es ensayada a presión La soldadura de cierre es una soldadura a tope de penetración completa entre un cuello de brida soldada y componente de tubería estándar o secciones recta de tubería de espesores y diámetro igual, alineado axialmente [sin corte de inglete (mitra)] y de materiales equivalente. Alternativas aceptables son:


Bridas de deslizamiento (brida loca) para casos de diseño arriba de clase 150 y 500°F (260°C) y




Bridas hembras (zócalo-socket) soldadas o uniones hembras soldadas para tamaños NPS 2 o menores y casos de diseño arriba de clase 150 y 500°F (260°C)

Un especio asignado para soldadura hembra (zócalo-socket) o algún otro medio deberá ser utilizado para establecer una separación mínima de de 1/16 pulgada (1.6 mm). Las soldaduras zócalo deberán ser por ASME B31.3 y deberán ser de un mínimo de dos pasos Cualquier cierre final de soldadura a tope deberá ser 100% de calidad radiográfica; o detección de defectos por ultrasonido de haz angular podrá ser usado, previendo que criterios de aceptación apropiado han sido establecido MT o PT deberá ser ejecutada sobre el paso de raíz y la soldadura terminada para soldaduras a tope y sobre la soldadura terminada soldaduras de filete

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RECLASIFICACION

DE

Reclasificación La reclasificación de sistemas por cambio en rangos de temperatura o MAWP puede ser realizado solo después que los siguientes requerimientos han sido cumplidos:
Los cálculos son realizados por el ingeniero de tubería o inspector
Todas las reclasificaciones deberán ser establecidas de conformidad con los requerimientos del código del cual el sistema de tubería fue construido o por cálculos usando los métodos apropiados de la ultima edición del código aplicable
Verificación de registros de inspección actuales tal que el sistema de tubería es satisfactorio para las condiciones de servicio propuesto y que la corrosión permisible apropiada es proveída
Los sistemas de tubería reclasificado deberán ser probados por fuga de acuerdo con el código del cual el sistema de tubería fue construido o la ultima edición del código aplicable para las condiciones del nuevo servicio, a menos que registros de documento indican que una previa prueba de fuga fue realizada a mayor o igual presión que la prueba para la nueva condición. Un incremento en los rangos de temperatura que no afecta el esfuerzo de tensión permisible no requiere una prueba de fuga
El sistema de tubería es revisado para confirmar que los dispositivos de alivio de presión requerido están presentes, están ajustado (calibrado) a la presión apropiada y tienen la capacidad apropiada en el ajuste de presión

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RECLASIFICACION

DE

Reclasificación (cont) La reclasificación del sistema de tunería es aceptable para el inspector o ingeniero de tubería Todos los componentes de tubería dentro del sistema (tales como válvulas, bridas, pernos, empaques, juntas de expansión y embalaje) son adecuadas para la nueva combinación de temperatura y presión La flexibilidad de la tubería es adecuada para los cambios de temperatura de diseño Registros de ingeniería apropiado son actualizados Una disminución en la temperatura mínima operativa es justificada por los resultados de las pruebas de impacto, si es requerido por el código aplicable

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INSPECCION DE TUBERIA ENTERRADA La inspección

Tipos y Métodos de Inspección

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ESPECIFICACIONES A 106 estándar de especificación para tubería de acero al carbón sin costura para servicio de alta temperatura, los cuales están comprendidos en tubería de 1/8 NPS hasta 48 NPS Composición Química (%) Grado A

Grado B

Grado C

0.25

0.30

0.35

Manganeso (Mn)

0.27 – 0.93

0.29 – 1.06

.029 – 1.06

Fósforo, máx. (P)

0.035

0.035

0.035

Azufre, máx. (S)

0.035

0.035

0.035

Silicio, min. (Si)

0.10

0.10

0.10

Cromo, máx.**

0.40

0.40

0.40

Cobre, máx.** (Cu)

0.40

0.40

0.40

Molibdeno, máx.** (Mo)

0.15

0.15

0.15

Níquel, máx.**

0.40

0.40

0.40

Vanadio, máx.** (V)

0.08

0.08

0.08

Carbón, máx.*

* Por cada reducción de 0.01% abajo del carbón máximo especificado, un incremento de 0.06% de manganeso arriba del máximo especificado será permitida hasta un máximo de 1.35% ** Estos cinco elementos combinados no deberán exceder 1%

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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION La especificación A-106 estándar deberá cumplir con los siguientes requerimientos de esfuerzo de tensión y de cedencia mínimo:
El grado A con un esfuerzo de tensión mínimo de 48,000 Psi y un esfuerzo de cedencia mínimo de 30,000 Psi
El grado B con un esfuerzo de tensión mínimo de 60,000 Psi y un esfuerzo de cedencia mínimo de 35,000 Psi
El grado C con un esfuerzo de tensión mínimo de 70,000 Psi y un esfuerzo de cedencia mínimo de 40,000 Psi El carbón equivalente (CE) será de 0.50 máximo: CE=%C+%Mn/6+[(%Cr+%Mo+%V)/5]+[(%Ni+%Cu)/15]

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ESPECIFICACIONES A 53 estándar de especificación para tubería de acero sin costura y soldada, revestida de zinc, de inmersión caliente y negro, los cuales están comprendidos en tubería de 1/8 NPS hasta 26 NPS Composición Química tipo S, tubería sin costura (%) Grado A

Grado B

Carbón, (C)

0.25

0.30

Manganeso (Mn)

0.95

1.20

Fósforo, máx. (P)

0.05

0.05

Azufre, máx. (S)

0.045

0.045

Cromo, *

0.40

0.40

Cobre, (Cu) *

0.40

0.40

Molibdeno, (Mo) *

0.15

0.15

Níquel, *

0.40

0.40

Vanadio, (V) *

0.08

0.08

* La combinación de estos cinco elementos no deberán exceder 1%

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ESPECIFICACIONES Composición Química tipo E, tubería soldada por resistencia eléctrica (%) Grado A

Grado B

Carbón, máx.*

0.25

0.30

Manganeso (Mn)

0.95

1.20

Fósforo, máx. (P)

0.05

0.05

Azufre, máx. (S)

0.045

0.045

Cromo, *

0.40

0.40

Cobre, (Cu)*

0.40

0.40

Molibdeno, (Mo) *

0.15

0.15

Níquel, *

0.40

0.40

Vanadio, (V) *

0.08

0.08

* La combinación de estos cinco elementos no deberán exceder 1%

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ESPECIFICACIONES Composición Química tipo F, tubería soldada en horno (%)

Grado A Carbón, máx.*

0.30

Manganeso (Mn)

1.20

Fósforo, máx. (P)

0.05

Azufre, máx. (S)

0.045

Cromo, *

0.40

Cobre, (Cu) *

0.40

Molibdeno, (Mo) *

0.15

Níquel, *

0.40

Vanadio, (V) *

0.08

* La combinación de estos cinco elementos no deberán exceder 1%

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