CODIGO DE INSPECCION DE RECIPIENTES A PRESION: INSPECCION PARA MANTENIMIENTO, REPARACIONES, TASADO Y ALTERACIONES. API STANDARD 510, 8° Edition, JUNE 1997 + Adendas. 1
Alcance
1.1
APLICACIONES GENERALES
Este código de inspección cubre la inspección de mantenimiento, reparaciones, alteraciones, y procedimiento de re-potenciación, para recipientes a presión usados en las industrias de procesos petroleros y químicos. La aplicación de este Código de inspección esta restringido a las organizaciones que emplean o que tiene acceso a agencias de inspección autorizadas como se define en 3.4. Excepto como esta previsto en 1.2, el uso de este Código de inspección esta restringido a organizaciones que emplean o que tiene acceso a personal u organizaciones de ingeniería e inspección que están técnicamente calificados para mantenimiento, inspección, reparación, alteración o re-potenciación de recipientes a presión. Los inspectores de recipientes a presión tendrán que ser certificados como esta establecido en este Código. Existen otros códigos que cubren industrias específicas y aplicaciones de servicio de aplicación general (por ejemplo, Secciones VI, VII y XI del Código ASME y el Nacional Borrad Inspection Code). Este código de inspección aplica a recipientes construidos de acuerdo a API/ASME Código para recipientes a presión no incendiables para líquidos y gases de petróleo, Sección VIII del Código ASME, y otros códigos de recipientes a presión reconocidos; para recipientes no estandarizados; y para otros recipientes construidos bajo ningún código o aprobado como jurisdiccional especial. Este código de inspección es solo aplicable a recipientes que han sido puestos en servicio y han sido inspeccionados por una agencia de inspección autorizada o reparados por una organización de reparación como se define en 3.15. La adopción y uso de este código de inspección no permite su uso en conflicto con ningún requerimiento regulador prevaleciente. 1.2
APLICACIONES ESPECÍFICAS. 1.2.1
Todos los recipientes a presión usados para servicio de Exploración y Producción (E&P) (por ejemplo, extracción, producción, mezclado, transporte, procesamiento, y tratamiento de petróleo líquido, gas natural, y salmuera asociada podrán ser inspeccionados bajo las reglas alternativas fijadas sucesivamente en la Sección 8. Excepto para Sección 6, todas las secciones en este código de inspección son aplicables para recipientes a presión en servicio E&P. Las reglas alternativas en la sección 8, son implantadas para servicios que podrán ser regulados bajo seguridad, derrames, emisiones o control de transportación por agencias gubernamentales.
1.2.2
Lo siguiente esta excluido de los requerimientos específicos de este código de inspección: a. Recipientes a presión en estructuras móviles cubiertos por otras regulaciones jurisdiccionales. (ver Apéndice A).
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b. Toda clase de contenedores listados como exentos desde su construcción en el alcance de la Sección VIII, División 1, del Código ASME. (ver Apéndice A). c. Recipientes a presión que no exceden los siguientes volúmenes y presiones: 1. Cinco pies cúbicos (0.141 metros cúbicos) en volumen y 250 psi (1723.1 Kilopascales) en presión de diseño. 2. 1.5 pies cúbicos (0.042 metros cúbicos) en volumen y 600 psi (4136.9 Kilopascales) en presión de diseño. (ver Apéndice A).
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Definiciones
Para propósitos de esta norma, aplican las siguientes definiciones. 3.1 alteración: Un cambio físico en cualquier componente o retasado que tenga implicaciones de diseño que afecte la capacidad en cuanto a presión o contenido de un recipiente a presión más allá el alcance de los puntos descritos en los reportes existentes. Lo siguiente no debe de considerarse como alteraciones: cualquier reemplazo comparable o duplicado, la adición de cualquier tobera reforzada menor o de igual tamaño que las toberas reforzadas existentes, y la adición de toberas que no requieren refuerzos. 3.2 Código ASME: Abreviatura para ASME Código de Calderas y Recipientes a Presión. Este titulo abreviado incluye la adenda y casos del código del ASME Código de Calderas y Recipientes a Presión. 3.3 Inspector autorizado para recipientes a presión: Un empleado de una agencia de inspección autorizada quien esta calificado y certificado para realizar inspecciones bajo el código de inspección. 3.4 Agencia autorizada de inspección: Cualquier de estos casos: a. La organización de inspección de la jurisdicción en la cual los recipientes a presión son usados. b. La organización de inspección de una compañía de seguros la cual tiene licencia o registro para escribir y actualizar lo escrito seguros de recipientes a presión. c. La organización de inspección de un dueño o usuario de recipientes a presión que mantiene una organización de inspección para su equipo solamente y no para venta o reventa de recipientes. d. Una organización independiente o individual que esta bajo contrato y dirección de un dueño-usuario y que es reconocida o de otra manera no esta prohibido por la jurisdicción en la cual el recipiente a presión es usado. El programa de inspección del dueño-usuario deberá de proporcionar los controles que son necesarios cuando un contrato de inspección es usado. 3.5 Código de construcción: El código o norma del cual un recipiente fue originalmente construido, tal como API/ASME, API, o Especial/No ASME. 3.6 Código de inspección: Titulo corto de API 510 usado en este trabajo. 3.7 Inspector: Se refiere a un inspector autorizado de recipientes a presión en este documento. 3.8 Jurisdicción: Una localidad gubernamental legalmente constituida que podrá adoptar reglas relacionadas a recipientes a presión.
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3.9 Presión máxima de trabajo permisible: La máxima presión manométrica permitida al tope de un recipiente a presión en su posición de operación para una temperatura designada. Esta presión esta basada en cálculos usando el mínimo (o promedio) espesor para todos los elementos críticos del recipiente, exclusivamente designado para corrosión y cargas diferentes que la presión. 3.10
Espesor mínimo permisible del cuerpo: El espesor requerido para cada elemento del recipiente. El mínimo espesor permisible del cuerpo esta basado en cálculos que consideran temperatura, presión y todas las cargas.
3.11
Inspección al extremo: La inspección usada para establecer el estado adecuado de un recipiente a presión para tener operación continúa. Procedimientos de exámenes no destructivos (NDE) son usados para establecer el estado adecuado del recipiente, y el recipiente puede o no estar en operación en tanto la inspección es llevada a cabo. Por que el recipiente puede estar en operación mientras una inspección al extremo se lleva a cabo, por que una inspección al extremo significa esencialmente que el recipiente no es requerido para inspección interna.
3.12
Recipiente a presión: Un contenedor designado para resistir presión interna o externa. Esta presión podrá ser impuesta por una fuente exterior, por la aplicación de calor de una fuente directa o indirecta, o una combinación de ellas. Esta definición incluye generadores de vapor sin flama y otros recipientes generadores de vapor los cuales usan calor de la operación de un sistema de procesamiento u otras fuentes indirectas de calor.
3.13
Ingeniero de recipientes a presión: Podrá ser una o más personas u organizaciones aceptables para el dueño-usuario que poseen experiencia y conocimiento en la disciplinas de la ingeniería asociadas con la evaluación mecánica y de características de materiales las cuales afectan la integridad y fiabilidad de recipientes a presión. El ingeniero de recipientes a presión, por la consulta con especialistas apropiados, podrá ser considerado apto para resolver todas las necesidades para valor apropiadamente los requerimientos técnicos.
3.14
Aseguramiento de calidad: Todas las acciones planeadas, sistemáticas y preventivas requeridas para determinar si materiales, equipos, o servicios requerirán requerimientos específicos de tal manera que el equipo se desenvolverá satisfactoriamente en servicio. El contenido de un manual de aseguramiento de calidad de inspección esta descrito en 4.3.
3.15
Reparación: El trabajo necesario para restablecer un recipiente a una condición apropiada para operación segura a las condiciones de diseño. Si cualquier reparación cambia la temperatura o presión de trabajo, los requerimiento de retasado deberán de satisfacerse. Una reparación podrá ser la adición o reemplazo de una parte presurizada o sin presión las cuales no cambien el tasado del recipiente.
3.16
Organización de reparación: Cualquiera de las siguientes: a. El poseedor de un Certificado de Autorización ASME valido que autoriza el uso de un apropiado estampado del Código ASME. b. Un dueño o usuario de recipientes a presión que repara su propio equipo de acuerdo a este código de inspección. c. Un contratista que sus calificaciones son aceptables al dueño o usuario del recipiente a presión y quien hace reparaciones de acuerdo a este código de inspección.
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d. Un individuo u organización que esta autorizado por la jurisdicción legal. 3.17
Retasado: Un cambio en cualquiera de los índices de temperatura o los índices de la máxima presión de trabajo permisible de un recipiente, o cambio de los dos. La máxima presión y temperatura de trabajo permisibles de un recipiente podrán ser incrementadas o decrementadas a causa de un retasado, y algunas un retasado requiere una combinación de cambios. Derratear debajo de las condiciones originales de diseño es un medio permisible de prever corrosión. Cuando un retasado es realizado en el cual la máxima presión o temperatura de trabajo permisible es incrementada o la mínima temperatura es decrementada de tal manera que pruebas mecánicas adicionales son requeridas, esta debe de considerarse como un alteración.
3.18
Examinador: Un apersona que asiste al inspector API autorizado para recipientes a presión mediante la realización de NDE específicos en recipientes a presión pero no evalúa los resultados de esos exámenes de acuerdo con API 510, al menos que este específicamente capacitado y autorizado para hacerlo por el dueño o usuario. El examinador no necesita estar certificado de acuerdo al API 510 o ser un empleado del dueño o usuario pero deberá estar capacitado y ser competente en los procedimientos aplicables en los cuales el examinador esta involucrado. En algunos casos, el examinador podrá ser requerido para tener otras certificaciones como sea necesario los requerimientos del dueño o usuario. Ejemplos de otras certificaciones podrán ser las requeridas por ASNT-SNTTC-1A o CP189, o la certificación de la American Welding Society como inspector de soldadura. Los empleados del examinador deberán de mantener registros de certificación de los empleados del examinador, incluyendo datos y resultados de las calificaciones del personal y deberán de estar disponibles para el inspector autorizado API para recipientes a presión.
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Organización de Inspección Dueño-Usuario
4.1
GENERAL
El equipo de presión del dueño-usuario deberá de ejercitar del programa de inspección del recipiente a presión, frecuencia de inspección, y mantenimiento. El dueño-usuario es responsable por la función de una agencia autorizada de inspección de acuerdo a lo prescrito por API 510. La organización de inspección del dueño-usuario deberá controlar actividades relativas a la inspección de mantenimiento, tasado, reparaciones y alteraciones de estos recipientes a presión.
4.2
CALIFICACION Y CERTIFICACION DE INSPECTORES AUTORIZADOS DE RECIPIENTES A PRESION.
API
Los inspectores autorizados para recipientes a presión deberán tener estudios y experiencia de acuerdo con el apéndice B de este Código de inspección. Los inspectores autorizados para recipientes a presión deberán de estar certificados por API de acuerdo a lo previsto en el Apéndice B.
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4.3
RESPONSABILIDADES DE LA ORGANIZACIÓN DEL DUEÑOUSUARIO.
Una organización de dueño-usuario es responsable por el desarrollo, documentación, implementación, ejecución y evaluación de los sistemas de inspección de recipientes a presión y procedimientos de inspección que seguirán los requerimientos de este código de inspección. Estos sistemas y procedimientos estarán contenidos Manual de Aseguramiento de Calidad para inspección y deberá incluir lo siguiente: a) Organización y reportes de la estructura del personal para inspección. b) Documentación y manejo de los procedimientos de aseguramiento de calidad para inspección. c) Documentación y reportes de inspecciones y resultados de pruebas. d) Acciones correctivas de inspecciones y resultados de pruebas. e) Auditorias internas para cumplimiento con el Manual de Aseguramiento de Calidad. f) Revisión y aprobación de dibujos, cálculos de diseño, y especificaciones para reparaciones, alteraciones y retasado. g) Aseguramiento que todos los requerimientos jurisdiccionales para reparaciones, alteraciones y retasado, son continuamente cumplidos. h) Reportar al inspector autorizado de recipientes a presión cualquier cambio de proceso que pueda afectar la integridad del recipiente a presión. i) Requisitos de entrenamiento para el personal de inspección incluyendo herramientas de inspección, técnicas y la base técnica de conocimiento. j) Controles necesarios para asegura que solo soldadores calificados son utilizados para reparaciones o alteraciones. k) Controles necesarios para asegurar que solo personal y procedimientos calificados en exámenes no destructivos son utilizados. l) Controles necesarios para asegurar que solo materiales conforme a la sección aplicable del Código ASME serán utilizados para reparaciones o alteraciones. m) Controles necesarios para asegurar que solo equipos de medición y pruebas están apropiadamente mantenidos y calibrados. n) Controles necesarios para asegurar que los trabajos de organizaciones de reparación o inspección siguen los mismos requerimientos que la organización de dueño-usuario. o) Requerimientos de auditorias internas para el sistema de control de calidad de los dispositivos de relevo de presión. 4.4
RESPONSABILIDADES DEL INSPECTOR AUTORIZADO API PARA RECIPIENTES A PRESION.
Cuando inspecciones, reparaciones o alteraciones serán conducidas en recipientes a presión, un inspector autorizado API para recipientes a presión deberá ser responsable por el dueño-usuario para determinar que los requerimientos de API 510 en inspección, exámenes y pruebas son seguidos, y será directamente involucrado en las actividades de de inspección. El inspector autorizado API para recipientes a presión podrá ser asistido en la ejecución de inspección visual por otros individuos propiamente entrenados y calificados, los cuales pueden o no estar certificados como inspectores de recipientes. El personal realizando exámenes no destructivos deberá cumplir con la calificación identificada en 3.18 pero puede no ser un inspector autorizado API para recipientes a presión. Sin embargo, todos los resultados de los exámenes deberán ser evaluados y aceptados por el inspector autorizado API para recipientes a presión.
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Practicas de Inspección TRABAJOS PREPARATORIOS
Precauciones de seguridad son importantes en inspecciones a recipientes a presión debido a los accesos limitados y espacios confinados en recipientes a presión. Las regulaciones de Seguridad deben de ser seguidas para espacios confinados. Para una inspección interna, el recipiente tendrá que ser aislado por bridas ciegas u otros métodos positivos de todas las fuentes de líquidos, gases o vapores. Los recipientes deberán de ser drenados, purgados, limpiados, ventilados y probados en contenido de gases antes de la entrada. Donde sea requerido, equipo de protección debe ser usado el cual protegerá ojos, pulmones y otras partes del cuerpo de riesgos específicos que puedan existir en el tanque. El equipo para pruebas no destructivas usado para la inspección esta sujeto a requerimientos de seguridad cotidianamente seguidos para atmósferas gaseosas. Antes que la inspección inicie, todas las personas trabajando alrededor del tanque deberán de ser informadas que personal va a trabajar dentro del tanque. El personal trabajando dentro del tanque tendrá que ser informado cuando cualquier trabajo vaya a realizarse fuera del tanque. Las herramientas y el equipo de seguridad personal tendrán que ser verificado antes de la inspección. Otros equipos que pudieran ser necesitados para la inspección, andamios y escaleras portátiles, tendrán que estar disponibles por si se necesitan. 5.2
MODOS DE DETERIORAMIENTO Y FALLA
Contaminantes en fluidos manejados en tanques de almacenamiento, como azufre, cloro, sulfuro de hidrogeno, carbón, cianuro, ácidos, agua u otros productos corrosivos, pueden reaccionar con metales y causar corrosión. Fluctuaciones significantes de esfuerzos o contra-esfuerzos en partes del equipo son comunes, particularmente en puntos de altos esfuerzos secundarios. Si los esfuerzos o contra-esfuerzos son frecuentes, la falla de las partes podrá ocurrir por fatiga. Fallas por fatiga en recipientes a presión también pueden ocurrir por variaciones cíclicas de temperatura y presión. En lugares donde metales con diferentes coeficientes térmicos de expansión están soldados juntos podrán ser susceptibles a fatiga térmica. Deterioramiento o filtraciones (deslizamientos) podrán ocurrir si el equipo esta sujeto a temperaturas arriba para las cuales fueron diseñados. Puesto que, los metales se debilitan a latas temperaturas, aquellos deterioramientos podrán causar fallas, particularmente en los puntos de concentración de esfuerzos. Las filtraciones (deslizamientos) dependen del tiempo, temperatura, esfuerzo y al esfuerzo de deslizamiento del material, de tal manera que los niveles actuales o estimados para estas cantidades deberán de ser utilizados en cualquier evaluación. A temperaturas elevadas, otros cambios metalúrgicos también pueden tener lugar y podrán afectar permanentemente al equipo. Para el desarrollo de un plan de inspección para equipo operando a elevadas temperaturas (generalmente comenzando en rangos de 750-1000 °F (400-540°C), dependiendo de las condiciones operativas y de aleación), lo siguiente deberá ser considerado en el cálculo de vida remanente: a) Deformaciones por deslizamiento y ruptura por esfuerzo. b) Desarrollo de grietas por deslizamiento.
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c) Efecto del hidrogeno en deslizamientos. d) Interacción entre deslizamiento y fatiga. e) Posibles efectos metalúrgicos, incluyendo disminución en ductibilidad. Numerosas técnicas de NDE pueden ser aplicadas para localizar y caracterizar daños por elevadas temperaturas. Estas técnicas incluyen exámenes visuales, superficiales y volumétricos. Adicionalmente, si se desea y por garantía, muestras pueden ser removidas para análisis en laboratorio. El plan de inspección deberá ser preparado consultando a un ingeniero que tenga conocimientos en efectos por altas temperaturas y metalúrgicos en materiales de recipientes a presión de construcción. A temperatura sub-congelamiento, agua y algunos químicos manejados en recipientes a presión pueden congelarse y causar fallas. A temperatura ambiente, carbón, bajas aleaciones, y otros aceros ferríticos pueden ser susceptibles a fallas por fragilidad. Un número de fallas han sido atribuidas a fracturas por fragilidad de aceros que fueron expuestos a temperaturas por debajo de su temperatura de transición y a presiones mayores que el 20% de su presión hidrostática requerida; un mayor numero de fracturas por fragilidad, no obstante, han sucedido en la primera aplicación de un nivel particular de esfuerzo (la primera prueba hidráulica o sobrecarga). Aunque el potencial para una falla por fragilidad debida a excesivas condiciones operativas debajo de la temperatura de transición deberá de ser evaluada, el potencial para una falla por fragilidad debida a repetición de prueba hidrostática o neumática del equipo o la adición de de cualquier otra carga adicional también deberá de ser evaluada. Se le deberá dar especial atención a aceros de baja aleación (especialmente 2 1/4 Cr-1Mo) por que ellos pueden haber sido propensos a atemperación para abrillantamiento. (Atemperación para abrillantamiento es una perdida de ductibilidad y tenacidad debido al tratamiento térmico post soldadura o a la temperatura de servicio (arriba de 700 °F) (370 °C). Otras formas de deterioramiento, como lo son grietas por esfuerzo por corrosión, ataque de hidrogeno, carbonización, grafitación, y erosión, también pueden ocurrir bajo circunstancias especiales. Estas formas de deterioramiento son más ampliamente discutidas en el Capítulo II del API Guía para Inspección en Equipo de Refinería. 5.3
DETERMINACIÓN DEL INDICE DE CORROSIÓN.
Para recipientes nuevos o para recipientes que hayan cambiado de condiciones de servicio, uno de los siguientes métodos deberá ser empleado para determinar el posible índice de corrosión del recipiente. El espesor remanente de pared al tiempo de la siguiente inspección puede ser estimado por este índice. a) Un índice de corrosión podrá ser calculado de los datos colectados por el dueño ó usuario suministrando el mismo o similar servicio. b) Si los datos suministrados en el mismo o similar servicio no están disponibles, un índice de corrosión podrá ser estimado de la experiencia del dueño o usuario o de datos publicados de recipientes suministrando servicios comparables. c) Si la probable corrosión no puede ser determinada por cualquiera de los puntos anteriores, una determinación en extremo deberá de realizarse depuse de aproximadamente 1000 horas de servicio con el uso de dispositivos de monitoreo de corrosión o la medición no destructiva actual de espesor del recipiente o sistema. Determinaciones subsecuentes
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deberán de realizarse después de intervalos apropiados hasta que el índice de corrosión ha sido establecido. Si es determinado que un índice de corrosión inapropiado ha sido utilizado, el índice usado para el siguiente periodo deberá de ser incrementado o decrementado para concordar con el índice actual. 5.4
DETERMINACION PERMISIBLE.
DE
LA
MAXIMA
PRESION
DE
TRABAJO
La máxima presión de trabajo permisible para el uso continúo de un recipiente a presión deberá de estar basada en cálculos que están determinadas usando la última edición del Código ASME o el Código utilizado durante la construcción del recipiente. La máxima presión de trabajo permisible resultante derivada de estos cálculos no deberá ser mayor de la máxima presión de trabajo permisible original al menos que un nuevo tasado sea efectuado de acuerdo con 7.3. Los cálculos podrán ser realizados solo si los siguientes detalles esenciales son cumplen con los requerimientos aplicables del Código usado: diseño de la carga hidráulica (cabeza), cubierta, y refuerzos de toberas; especificaciones de materiales; esfuerzos permisibles; eficiencia de soldaduras; criterio de aceptación de inspección; y requerimientos de servicio cíclicos. En servicio corrosivo, el espesor de pared usado en estos cálculos deberá ser el espesor actual como es determinado por inspección (ver 5.7), menos el doble de la perdidas estimadas por corrosión antes de la fecha de la siguiente inspección, excepto como es modificado en 6.4. Si el espesor actual determinado por inspección es mayor que el espesor reportado en el reporte de prueba de materiales o el reporte del fabricante, esto deberá ser confirmado por múltiples mediciones de espesor, tomadas en áreas donde el espesor del componente en cuestión no ha sido igualmente afectado por el adelgazado durante la formación. El procedimiento de medición de espesor deberá de ser aprobado por el inspector autorizado de recipientes a presión. Tolerancias deberán de hacerse para otras cargas de acuerdo a las previsiones aplicables del Código ASME. 5.5
INSPECCION DE DEFECTOS
Los recipientes deberán de ser examinados por indicaciones visuales de deformaciones. Si cualquier deformación del recipiente es supuesta u observada, la totalidad de la dimensión del tanque deberá de ser checada para confirmar si el recipiente esta realmente deformado y de estar deformado determinar la extensión y seriedad de la deformación. Las partes del recipiente que deberán de inspeccionarse más cuidadosamente dependen del tipo de recipiente y sus condiciones operativas. El inspector autorizado de recipientes a presión deberá estar familiarizado con las condiciones operativas del recipiente y con las causas y características de los defectos y deterioramientos potenciales. (Para prácticas recomendadas de inspección para recipientes a presión, ver API Práctica Recomendada 572.) Exámenes visuales cuidadosos son los más importantes y aceptados universalmente métodos de inspección. Otros métodos que podrán ser usados como suplemento la inspección visual incluyen (a) Exámenes de partículas magnéticas de grietas y otras discontinuidades alongadas en materiales magnéticos; (b) exámenes de líquidos penetrantes fluorescentes o no para grietas mostradas, porosidades o piquetes que se extienden por la superficie del material y para delinear otras imperfecciones superficiales, especialmente en materiales no magnéticos; (c) exámenes radiográficos; (d) medición de espesores por ultrasonido
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y detección de desperfectos; (e) exámenes por corrientes de Eddy; (f) exámenes metalográficos; (g) pruebas por emisión acústica; pruebas de martilleo mientras que no este presurizado; y (h) pruebas de presión. (Sección V del Código ASME puede ser usado como guía para muchas de las técnicas de exámenes no destructivas.) Una adecuada preparación superficial es importante para un apropiado examen visual y para la aplicación satisfactoria de cualquier procedimiento auxiliar, como los mencionados anteriormente. El tipo de preparación de la superficie requerido depende de circunstancias individuales, pero preparación superficial tales como cepillo de alambre, ráfagas, mellado, esmerilado, o una combinación de estas preparaciones podrán ser requeridos. Si cubiertas internas o externas, tales como aislamiento, revestimiento refractario protectivo, y revestimiento resistente a la corrosión, están en buenas condiciones y no hay razón para sospechar que una condición insegura esta atrás de ellos, no es necesario removerlos para inspección del recipiente; sin embargo podrá ser aconsejable el remover pequeñas porciones de las cubiertas para investigar su condición y efectividad y la condición del metal bajo ellos. Donde existan depósitos operativos, tales como coque, son normalmente permitidos para permanecer en la superficie del recipiente, es particularmente importante determinar la procedencia de estos depósitos para proteger adecuadamente la superficie del recipiente del deterioramiento. Para determinar esto, exámenes por espoteo en los cuales el depósito ha sido minuciosamente retirado de áreas críticas seleccionadas podrá ser requerido. En donde los recipientes están equipados con internos removibles, los internos necesitan no ser removidos totalmente tanto como sea razonable para asegurar la existencia de esta deterioración en regiones inaccesibles por lo internos no este extendiéndose más allá tal que se encuentren en más partes inaccesibles del recipiente. 5.6
INSPECCION DE PARTES
Las siguientes inspecciones no están incluidas para cada recipiente, pero ellas incluyen las características que son más comunes para la mayoría de recipientes y son las más importantes. Los inspectores autorizados para recipientes a presión deberán completar esta lista con cualquier punto adicional para un recipiente particular. a)
Examinar la superficie del cuerpo y polos cuidadosamente por posibles grietas, ampollas, salientes y otros signos de deterioramiento. Poner especial atención a los faldones y soportes y regiones de articulaciones de los polos. Si se encuentra evidencia de deformaciones, podrá ser necesario realizar una revisión detallada del contorno actual o principales dimensiones del recipiente y comparar esos contornos y dimensiones con los originales detalles de diseño. b) Examinar juntas soldadas y la zona adyacente afectada por el calor por grietas inducidas por servicio u otros defectos. En recipientes remachados, examinar las cabezas de los remaches, topes de tirantes, placas y la condición de los bordes calafateados. Si se sospecha corrosión en el cuerpo de los remaches, pruebas de martilleo o radiografiado por espoteo a un ángulo del eje del cuerpo puede ser de utilidad. c) Examine la superficie de todas las entradas hombre, toberas, y otras aperturas por deformación, grietas, y otros defectos, poniendo particular atención a la soldadura utilizada para fijar las partes y los refuerzos de las placas. Normalmente, orificios de drenaje en placas de refuerzo deberán permanecer abiertos para proveer evidencia visual de fugas de tal manera de prevenir
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presurización en las cavidades. Examinar las caras accesibles de las bridas por deformación y determinación de la condición de las superficies de los asientos de las juntas. La practica API recomendada 574 suministra más información en la inspección de tuberías, válvulas, y accesorios asociados con recipientes a presión. La practica API recomendada 572 suministra más información en la inspección de recipientes a presión.
5.7
EVALUACION DE CORROSION Y ESPESOR MINIMO
La corrosión puede causar una perdida uniforme (generalmente, relativamente constante perdida del área superficial) o puede causar una apariencia con picaduras (y obviamente, una perdida irregular superficial). Una corrosión uniforme podrá dificultarse para detectar visualmente, y lecturas de espesores podrán ser necesarias para determinar su extensión. Superficies con picaduras podrán ser más delgadas que su apariencia visual, y cuando existe la incertidumbre acerca de la condición original de la superficie, la determinación de espesores deberá ser necesaria. El espesor mínimo actual y el máximo índice de corrosión para cualquier parte del recipiente podrán ser ajustados para cualquier inspección. Cuando el espesor mínimo actual y el máximo índice de corrosión serán ajustados, uno de los siguientes puntos deberá ser considerado: a) Cualquier examen no destructivo apropiado, tal como exámenes por ultrasonido o radiográfico, los cuales no afectarán la seguridad del recipiente que podrá ser usado tanto como garanticen las determinaciones de espesores mínimos. Cuando un método de medición cause incertidumbre considerable, barrenos de prueba serán barrenados, u otras técnicas no destructivas, tales como ultrasonido con rastreo-A, rastreo-B o rastreo-C, podrán ser empleados. Perfil radiográfico también podrá ser utilizado. b) Si aperturas apropiadas están disponibles, mediciones se podrán tomar a través de ellos. c) La profundidad de la corrosión podrá ser determinada por el calibre de la superficie sin corrosión dentro de los recipientes cuando estas superficies están vecinas al área corroída. d) Para una área corroída de considerable tamaño en la cual el esfuerzo circunferencial gobierne, el menor espesor a lo largo del elemento más crítico del área se podrá promediar sobre la longitud no excediendo lo siguiente: 1. Para recipientes que su diámetro interno es menor o igual que 60 pulgadas (150 cm.), un medio del diámetro del recipiente o 20 pulgadas (50 cm.), lo que resulte menor. 2. Para recipientes que su diámetro interno mayor de 60 pulgadas (150 cm.), una tercera parte del diámetro del recipiente o 40 pulgadas (100 cm.), lo que resulte menor. Cuando el área contenga una apertura, la distancia en ambos lados de la apertura dentro de la cual el espesor es promediado no deberá de exceder más allá de los límites del refuerzo como es definido en el Código ASME. Si, a causa de las cargas por viento u otros factores, el esfuerzo longitudinal gobierna, el menor espesor en una longitud similar determinada de arco en el más critico plano perpendicular al eje del recipiente también será promediado para el cálculo del esfuerzo longitudinal. El espesor utilizado para determinar el índice de corrosión en las respectivas posiciones deberá de ser el promedio de
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espesores determinado anteriormente. Para el propósito de 5.4, el espesor actual determinado por inspección deberá de ser entendido como el valor más crítico del espesor promediado que haya sido determinado. e) Picaduras ampliamente dispersas podrán ser ignoradas siempre y cuando lo siguiente se presente: 1. La profundidad de la picadura no es mayor que un medio del espesor de la pared del recipiente exclusivamente de la tolerancia de corrosión. 2. El área total de picadura no exceda 7 pulgadas cuadradas (45 cm. cuadrados) dentro de cualquier circulo de diámetro de 8 pulgadas (20 cm.). 3. La suma de sus dimensiones a lo largo de cualquier línea recta dentro de un circulo que no exceda 2 pulgadas (5 cm.). f) Un alternativa a los procedimientos antes descritos, cualquier componente con paredes adelgazadas, debido a la corrosión u otro desgaste, están por abajo del mínimo requerido de espesor de pared podrá ser evaluado para determinar si son adecuados para servicio continuo. Los componentes adelgazados podrán ser evaluados empleando el diseño por métodos de análisis de la Sección VIII, División 2, Apéndice 4, del Código ASME. Estos métodos también podrán ser usados para evaluar áreas de mezclado de fondo donde los defectos han sido removidos. Es importante asegurar que ahí no hay esquinas afiladas en áreas de mezclado de fondo para minimizar los efectos de concentraciones de esfuerzos. Cuando se usa este criterio, el valor de esfuerzo usado en el diseño original del recipiente a presión deberá de sustituirse por el valor de S m, de la División 2 si el esfuerzo de diseño es menor o igual que 2/3 del mínimo especificado de la resistencia al punto de cadencia (SMYS) a la temperatura. Si el esfuerzo de diseño original es mayor que 2/3 del mínimo especificado de la resistencia al punto de cadencia, entonces 2/3 del mínimo especificado de la resistencia al punto de cadencia deberá ser sustituido por Sm. Cuando esta aproximación va a ser usada, es requerida la consulta con un ingeniero en recipientes a presión con experiencia en diseño. g) Cuando la superficie de una soldadura con un factor de junta diferente a 1.0, también en superficies remotas a la soldadura, están corroídas, un cálculo independiente usando el factor de soldadura apropiado se tiene que realizar para determinar si el espesor en la soldadura o remotamente de la soldadura gobierna la presión de trabajo permisible. Para este calculo, la superficie en la soldadura incluye 1 pulgada (2.5 cm.) de cada lado de la soldadura o dos veces el espesor mínimo en cada lado de la soldadura, cualquiera que sea mayor. h) Cuando se mide el espesor corroído de una tapa elíptica o toroesférica, el espesor gobernante podrá ser: 1. El espesor de la región de deformaciones con el índice de la tapa calculado con la formula apropiada para la tapa. 2. El espesor de la región central de la región cóncava, para lo cual la región cóncava podrá ser considerada un segmento esférico donde su presión permisible es calculada por una formula del Código para cubiertas esféricas. Los segmentos esféricos de ambas tapas elípticas o toroesféricas, deberán de ser consideradas a ser aquella área localizada enteramente dentro de un círculo cuyo centro coincide con el centro de la tapa y cuyo diámetro es igual al 80% del diámetro de la cubierta. El radio de la concavidad de la tapa toroesférica va a ser usado como el radio del segmento esférico (igual al diámetro de la cubierta para tapas estándares, al menos que otros radios
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hayan sido permitidos). El radio del segmento esférico de las tapas elípticas deberá de ser considerado a ser equivalente al radio esférico K1D, donde D es el diámetro de la cubierta (igual que el mayor eje) y K1 esta dado en la Tabla 1, h es la mitad de la longitud del menor de los ejes (igual a la profundidad interna de la tapa elíptica medida desde la línea tangente (línea de la tapa curvada)). Para muchas tapas elípticas, D/2h es igual a 2. TABLA 1 – VALORES DEL FACTOR DE RADIO ESFERICO K1 D/2h 3.0 2.8 2.6 2.4 2.2 2.0 1.8 1.6 1.4 1.2 1.0
6 6.1
K1 1.36 1.27 1.18 1.08 0.99 0.90 0.81 0.73 0.65 0.57 0.50
Inspección y Prueba de Recipientes a Presión y Dispositivos de Relevo de Presión GENERAL
Los recipientes a presión deberán de ser inspeccionados al tiempo de su instalación. Inspecciones internas de campo de nuevos recipientes no son requeridas mientras que reporte del fabricante asegurando que el recipiente es satisfactorio y esta disponible para su servicio de diseño. Para asegurar la integridad del recipiente, todos los recipientes a presión deberán de ser inspeccionados a las frecuencias previstas en esta sección. Al seleccionar las técnicas que van a ser usadas para la inspección del recipiente a presión, deben de ser consideradas ambas tanto la condición del recipiente como el medio ambiente en donde esta operando. La inspección, como sea estimada necesario por el inspector de recipientes a presión, podrá incluir varias de las técnicas de exámenes no destructivos, incluyendo inspección visual. La inspección interna es preferida por que es el lado de degradación por proceso (corrosión, erosión u grietas ambientales) pudiendo no ser uniformes a lo largo del recipiente, por lo tanto, difíciles de localizar por inspección externa de NDE. La inspección en extremo podrá ser aceptada en lugar de inspección interna para recipientes bajo circunstancias específicas definidas en 6.4. En situaciones donde la inspección en extremo es aceptable, esta inspección podrá ser conducida de cualquier manera mientras que el recipiente este fuera de servicio y despresurizado o en servicio y presurizado. Excepto como respuesta a una necesidad aparente, tal como una grieta ambiental (ver la Guía para Inspección de Equipo para Refinería, Capítulo II), las técnicas de inspección excediendo los requerimientos de exámenes usados en el diseño y fabricación del recipiente no son requeridas. La apropiada inspección deberá de proporcionar la información necesaria para determinar que todas las secciones esenciales o componentes del recipiente son seguras para operar hasta la próxima inspección programada. Los riesgos asociados por paros operacionales y arranques y la posibilidad de incremento de
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corrosión debido a la exposición de superficies del recipiente al aire y a la humedad deberán de ser evaluados cuando una inspección interna se haya planeado. 6.2
INSPECCION BASADA EN RIESGO
La identificación y evaluación de mecanismos de degradación potencial son importantes pasos en el cálculo de probabilidad de falla de un recipiente a presión. Sin embargo, ajustes a las estrategias y tácticas de inspección para considerar las consecuencias de una falla deberán también tomarse en consideración. Combinando el cálculo de probabilidad de fallas y la consecuencia de una falla son elementos esenciales para la inspección basada en riesgo (RBI). Cuando un dueño/usuario elige conducir cálculos de RBI, se debe de incluir una evaluación sistemática de ambos tanto de la probabilidad de fallas y las consecuencias asociadas a la falla. El cálculo de probabilidad deberá extravasado en todas las formas de degradación que puedan esperarse razonablemente para afectar un tanque para cualquier servicio particular. Ejemplos de estos mecanismos de degradación incluyen: perdida interna o externa de metal debido a una forma identificada de corrosión (localizada o general), todas las formas de grietas, incluyendo por hidrogeno y grietas por esfuerzo por corrosión (desde las superficies interiores o exteriores del recipiente), y cualquier otra forma de degradación metalúrgica, corrosiva o mecánica, tales como fatiga, abrillantamiento, deslizamiento, etc. Adicionalmente, la efectividad de las prácticas, herramientas y técnicas de inspección utilizadas para encontrar los esperados y potenciales mecanismos de degradación deberán ser evaluadas. Este cálculo de probabilidad de falla deberá de repetirse cada vez que el equipo o proceso sean cambiados que puedan afectar significativamente el índice de degradación o causar fallas prematuras en el recipiente. Otros factores que deben de considerase en un cálculo RBI incluye: materiales de construcción apropiados; condiciones de diseño del recipiente, condiciones operativas; apropiados códigos de diseño y normas utilizados; efectividad de programas de monitoreo de corrosión; y la calidad de los programas de aseguramiento de calidad para mantenimiento e inspección. Información y datos de fallas de equipo también tendrá que ser información importante para estos cálculos. Los cálculos consecuenciales deberán de considerar los incidentes potenciales que podrán ocurrir como resultado de escape de fluido, incluyendo explosiones, exposición tóxica, impacto ambiental, y otras afectaciones de la salud asociadas con la falla de un recipiente. Es esencial que todos los cálculos RBI sean totalmente documentados, definiendo claramente todos los factores contribuyentes tanto a la probabilidad y consecuencias de una falla del recipiente. Después de un cálculo efectivo RBI que fue totalmente documentado, los resultados pueden ser usados para establecer una estrategia de inspección del recipiente y más específicamente mejor definir lo siguiente: a) El método más apropiado de inspección, alcance, herramientas y técnicas a utilizarse basadas en la forma esperada de degradación. b) La frecuencia apropiada para inspecciones internas, externas y extremas. c) La necesidad de pruebas de presión después de un daño han sido incurridas o después de que reparaciones o modificaciones han sido completadas. d) Los pasos preventivos y atenuativos para reducir la probabilidad y consecuencias de una falla de recipiente.
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Un calculo RBI podrá ser usado para incrementar o decrementar el limite de inspección de 10 años descrito en la Sección 6.4. Cuando se usa para incrementar el límite de 10 años, el calculo RBI deberá de ser revisado y aprobado por un ingeniero en recipientes a presión y autorizado por un inspector en recipientes a presión en intervalos que no excedan 10 años, la mayoría de las veces si es garantizado el proceso, equipo cambios consecuentes. 6.3
INSPECCION INTERNA
Cada recipiente sobre la tierra deberá de dársele una inspección visual externa, preferentemente durante su operación, al menos cada 5 años o en el mismo intervalo como sea requerida la inspección interna o en extremo, cualquiera que sea menor. La inspección deberá al menos, determinar la condición del aislamiento exterior, la condición de los soportes, la tolerancia para expansión, y el alineamiento general del recipiente contra sus soportes. Cualquier signo de fuga tendrá que ser investigado de tal manera que las causas puedan ser establecidas. La inspección por corrosión bajo el aislamiento (CUI), deberá de ser considerada para recipientes aislados externamente sujetos a entradas de humedad y que operan entre 25 °F (-4 °C) y 250 °F (120 °C), o que están en servicio intermitente. Esta inspección requerirá remover algún aislamiento. Es no normal remover aislamiento si la totalidad del cuerpo del recipiente es siempre operado a una temperatura suficientemente baja (abajo de 25 °F (-4 °C) o suficientemente alta (arriba de 250 °F (120 °C), la prevenir la presencia de condensación de humedad bajo el aislamiento. Alternativamente, las mediciones de espesores de la cubierta realizados internamente en áreas típicas problemáticas (por ejemplo, anillos de refuerzo, toberas radiales, y otros puntos en los cuales haya tendencia o se entrampe humedad o se permita el ingreso de humedad), estas acciones se deberán de realizar durante las inspecciones internas. Los recipientes enterrados deberán de ser inspeccionados para determinar sus condiciones ambientales externas. Los intervalos de inspección deberán de estar basados en la información del índice de corrosión obtenida por uno o más de los métodos siguientes: (a) durante las actividades de mantenimiento o en tubería de conexión adyacentes del mismo material; (b) de los exámenes periódicos (especificados en el párrafo arriba citado) o similarmente en testigos de prueba de corrosión enterrados de material similar; (c) de porciones representativas del recipiente actual; o (d) de un recipiente en circunstancias similares. Recipientes que se sabe que tiene una vida residual arriba de 10 años que están protegidos contra corrosión externa, por ejemplo, (a) recipientes aislados efectivamente para prevenir la entrada de humedad, (b) recipientes criogénicos con cubierta, (c) recipientes instalados en cajas frías en las cuales la atmósfera es purgada con u gas inerte, y (d) recipientes en los cuales la temperatura es mantenida lo suficientemente alta o baja para prevenir la presencia de agua, estos no necesitan remover el aislamiento para la inspección externa. Sin embargo, la condición de su sistema de aislamiento o de su cubierta exterior, tal como cubierta de caja fría, deberán de ser observados al menos 5 años y reparase si es necesario.
6.3
INSPECCION INTERNA O EN EXTREMO
El periodo entre inspecciones internas no en extremo no deberá de exceder la mitad de la vida residual estimada del recipiente basada en el índice de corrosión o 10 años, cualquiera que sea menor. En casos donde la vida residual de operación
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segura es estimada a menos de 4 años, los intervalos de inspección podrán ser de acuerdo al tiempo total de vida residual de operación segura, no más arriba de 2 años. Para recipientes a presión que están en servicio no continuo y que están aislados de los fluidos de proceso tal que no están expuestos a ambientes corrosivos (tal como purgados con gas inerte o llenos con hidrocarburos no corrosivos), los 10 años deberán de ser los 10 años de vida expuesta actual de servicio. El equipo que no esta adecuadamente protegido de ambientes corrosivos podrá experimentar corrosión interna significativa mientras estén fuera de servicio y deberán ser revisados cuidadosamente cuando se presente el intervalo de inspección. En ningún caso esto deberá de exceder la mitad de la vida estimada por índice de corrosión, o 10 años desde la última inspección. Inspecciones externas para recipientes en servicio no continuo mantendrán lo mismo que para servicio continuo, cono se describe en 6.3. Excepto de las notas abajo mencionadas, la inspección interna es normalmente el método preferido de inspección y deberá de ser conducido en recipientes sujetos a corrosión significante localizada y otros tipos de daños. Ante la atención del inspector autorizado de recipientes a presión, las inspecciones en extremo podrán ser sustituidas por inspecciones internas en las siguientes situaciones: a) Cuando el tamaño, configuración, o la falta de acceso hacen la entrada al recipiente físicamente imposible. b) Cuando el índice general de corrosión del recipiente es conocido de ser menos de 0.005 pulgadas (0.125 mm.) por año y la vida residual estimada es mayor de 10 años, y todas las siguientes condiciones son cumplidas: 1. El carácter corrosivo de lo contenido, incluyendo el efecto en componentes de transición, ha sido establecido por al menos 5 años de la experiencia de un servicio igual o comparable con el tipo de contenidos que se están manejando. 2. Condiciones no cuestionables son reveladas por inspección interna especificada en 6.3. 3. La temperatura de operación del cuerpo del recipiente de acero no excede los límites bajos de temperatura para los rangos de ruptura por deslizamiento para el material del recipiente. 4. El recipiente no esta considerado para estar sujeto a fracturas por ambiente o daño por hidrogeno debido al fluido que se maneja. 5. El recipiente no esta alineado linealmente o alineado a las placas. Si los requerimientos del inciso anterior (b) no son cumplidos, como resultado de condiciones notadas durante la programación de una inspección al extremo, la siguiente inspección programada deberá de ser una inspección interna. Cuando un recipiente ha sido inspeccionado internamente, los resultados de la inspección actual podrán ser usados para determinar que una inspección al extremo pueda ser sustituida por una inspección interna en un recipiente similar operando en el mismo servicio y condiciones. Cuando es conducida una inspección al extremo en lugar de una inspección interna, la totalidad de la inspección deberá ser realizada usando medición de espesores por ultrasonido, o radiograficamente, u otro apropiado medio de NDE para medir el espesor del metal y/o calcular la integridad del metal y soldaduras. Si una inspección al extremo es realizada, el inspector autorizado de recipientes a presión deberá tener suficiente acceso a todas las partes del recipiente (tapas, cuerpo y toberas) de tal manear que el inspector este satisfecho que un preciso cálculo de la condición del recipiente pueda ser realizado.
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Un número representativo de mediciones de espesores debe de ser realizadas en cada recipiente para satisfacer los requerimientos para una inspección interna o al extremo. Por ejemplo, el espesor para la mayoría de los componentes (cuerpo, tapas, secciones cónicas) y una muestra representativa de las toberas del recipiente deberán de ser medidas y registradas, y la vida residual y el intervalo para próxima inspección deberán de ser calculada para los componentes limitantes. Una decisión acerca del número y localización de las mediciones de espesores deberá considerar resultados de anteriores inspecciones, si están disponibles, y la potencial consecuencia de perdida de contaminantes. Mediciones a un número de puntos de medición de espesores (TMLs) son intentados para establecer índices de corrosión generales y puntuales en diferentes secciones del recipiente. Un mínimo número de TMLs son aceptables cuando el índice de corrosión establecido es bajo y no localizado. Para recipientes a presión susceptibles para la localización de corrosión, es vital que ese conocimiento de mecanismos de localización de corrosión sea consultado acerca de la apropiada localización y numero de TMLs. Adicionalmente, para corrosión localizada, es importante que las inspecciones sean conducidas usando métodos de rastreo como un perfil radiográfico, rastreo ultrasónico, y/o otros métodos apropiados de NDE los cuales revelarán el alcance y puntos exentos de corrosión. La vida residual de un recipiente deberá de ser calculada usando la siguiente formula: Vida Residual (años) = t actual – t mínimo / índice de corrosión (pulgadas (mm) por año) Donde: t actual = el espesor, en pulgadas (mm.), registrado al tiempo de la inspección para un punto o componente. t mínimo = espesor mínimo permisible, en pulgadas (mm), para un punto o componente. Índice de corrosión = t previo – t actual / años entre t previo y t actual Donde: t
previo
=
el espesor, en pulgadas (mm), en el mismo punto que t durante la inspección previa.
actual
medido
Un análisis estático podrá ser usado en los cálculos de índice de corrosión y vida residual para las secciones del recipiente a presión. Una aproximación estática podrá ser aplicada para cálculos para sustitución una inspección interna (punto (b) anterior), o para determinar el intervalo de inspección interna. Se debe de tener cuidado para asegurar que el tratamiento estático de los datos resultantes refleja la condición actual de la sección del recipiente. El análisis estático no es aplicable a recipientes con puntos significantes de corrosión. La determinación del índice de corrosión podrá incluir los datos colectados de espesores de más de dos veces diferentes. Apropiado uso de los índices de corrosión a corto y a largo plazo deberán de ser determinados por el inspector autorizado de recipientes a presión. Cuando exista una discrepancia entre los índices de corrosión a corto y a largo plazo, un ingeniero experimentado en recipientes a presión en corrosión necesita ser consultado acerca del uso de estos índices, bajo el criterio del inspector, para el cálculo de vida residual y la fecha de la siguiente inspección. Para recipientes grandes con dos o más zonas de diferentes índices de corrosión, cada zona deberá de ser tratada independientemente en cuanto al intervalo entre
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inspecciones o para sustitución inspección interna por inspección al extremo. Si es usado un análisis multi-zona, la zona con la media-vida residual más corta deberá de ser usada como caso limitante para fijar los intervalos de inspecciones internas o para sustitución inspección interna por inspección al extremo. Un método alternativo para establecer el intervalo requerido de inspección basado en vida residual es por el cálculo por la proyección de la máxima presión de trabajo permitida (MAWP) de cada componente del recipiente como se describe en 5.4. Este procedimiento podrá ser iterativo incluyendo la selección de un intervalo de inspección, determinación de la perdida por corrosión esperada durante el intervalo, y cálculos de la MAWP proyectada. El intervalo de inspección esta dentro del máximo permitido tan grande como la MAWP proyectada del componente limitante no sea menor que la más baja de la de la placa de datos o MAWP retasada. El intervalo de inspección máximo usando este método es también 10 años. Cuando los problemas son por experiencias con cargas externas, falla de materiales, o de fabricación la vida residual como se determina en el párrafo anterior deberá de ser reducido por reconocer estas condiciones. En deterioramiento debido a condiciones tales como aquellas mencionadas en 5.2 son detectadas, el intervalo de inspección deberá de ser apropiadamente ajustado. Si las condiciones de servicio de un recipiente son cambiadas, la presión máxima de operación, la máxima y mínima temperatura de operación, y el periodo de operación la siguiente inspección deberá de ser establecida para las nuevas condiciones de servicio. Si ambas tanto la instalación del dueño y la localización del recipiente son cambiadas, el recipiente deberá ser inspeccionado interna y externamente antes de ser reusado, y las condiciones permisibles de servicio y el siguiente periodo de inspección deberán de ser establecidos para el nuevo servicio. 6.5
PRUEBA DE PRESION
Cuando el inspector autorizado de recipientes a presión considera que una prueba de presión es necesaria o cuando, después de ciertas reparaciones o alteraciones, el inspector considera que una es necesaria (ver 7.2.9), la prueba deberá de realizarse a una presión de acuerdo al código de construcción usado para la determinación de la máxima presión de trabajo permisible. Para minimizar el riesgo de una fractura por fragilidad durante la prueba, la temperatura del metal se deberá de mantener al menos a 30 °F (17 °C) por sobre la mínima temperatura del metal de diseño para recipientes que son de más de 2 pulgadas (5 cm) de espesor, o 10 °F (6 °C) arriba para recipientes que tiene espesores de 2 pulgadas (5 cm) o menos. La temperatura de prueba es necesario que no exceda 120 °F (50 °C) al menos que exista información de las características de fragilidad del material del recipiente indicando que una baja temperatura de prueba es aceptable o que una alta temperatura de prueba es necesaria. Prueba neumática podrá ser usada cuando la prueba hidrostática es impractica debido a la temperatura, cimentación, placas refractarias, razones del proceso; sin embargo, el riego potencial al personal e instalaciones de una prueba neumática deberán de ser considerados antes que estas pruebas sean realizadas. Como mínimo, las precauciones de inspección contenidas en el Código ASME deberán de ser aplicadas en cualquier prueba neumática. Antes de la aplicación de una prueba hidrostática al equipo, se debe tomar en consideración la estructura soporte y el diseño de cimentación.
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Cuando una prueba de presión va a ser realizada en la cual la presión de prueba excederá la presión fijada en las válvulas de seguridad, estas deberán de ser removidas. Una alternativa de remover las válvulas de seguridad es usar mordazas para fijar abajo los discos de las válvulas. La aplicación de carga adicional al resorte de la válvula girando el tornillo de compresión no es recomendado. Otros accesorios, tales como mirillas, manómetros, o discos de ruptura, serán inaceptables para aguantar la presión de prueba deberán de ser removidos o deberán de ser despejados de los venteos. Cuando la prueba de presión se ha terminado, los dispositivos de relevo de presión con los ajustes apropiados y otros accesorios removidos o hechos inoperables durante la prueba de presión deberán de ser reinstalados o reactivados. 6.6
DISPOSITIVOS DE RELVO DE PRESION.
Las válvulas de seguridad deberán de ser probadas y reparadas por organizaciones de reparación experimentadas en mantenimiento de válvulas. Cada organización de reparación deberá tener un sistema completamente documentado de control de calidad. Como mínimo, los siguientes requerimientos y documentos deberán de estar incluidos en el sistema de control de calidad: a) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) l) m) n) o) p)
Portada Numero de revisión Índice Estado de autoridad y responsabilidades. Organigrama Alcance del trabajo. Control de dibujos y especificaciones Control de materiales y partes Programa de reparaciones e inspecciones Procedimientos de soldadura, exámenes no destructivos y tratamientos térmicos. Pruebas, ajustes, pruebas de hermeticidad y sello de válvulas. Ejemplo general de la placa de reparación de la válvula. Procedimientos para calibración, medición y prueba de medidores. Copias controladas del Manual. Formatos Entrenamiento o calificación del personal de reparación
Cada organización de reparación también deberán de tener un programa completo documentado de capacitación que deberá de asegurar que el personal de reparaciones esta calificado de acuerdo al alcance de las reparaciones. Las válvulas de seguridad deberán ser probadas a intervalos que son frecuentemente suficientes para verificar el funcionamiento de las válvulas. Esto incluirá la prueba de válvulas de seguridad instaladas en equipos nuevamente. Los dispositivos de relevo de presión deberán ser probados y mantenidos de acuerdo con API Práctica Recomendada 576. Otros dispositivos de relevo de presión, tales como discos de ruptura y válvulas rompedoras de vacío deberán de ser revisadas completamente en intervalos determinados en las bases del servicio. Los intervalos entre la inspección o prueba de los dispositivos de relevo de presión deberán de ser determinados por el funcionamiento de los dispositivos en un servicio determinado. Pruebas o intervalos de inspección en dispositivos de relevo de presión en servicios de procesos típicos no deberá de exceder de 5 años, al menos que la experiencia de servicio indique que un intervalo mayor es aceptable. Para servicios limpios (no contaminantes), no corrosivos, el intervalo máximo podrá incrementarse hasta 10 años. Cuando los registros de servicio indiquen que un
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dispositivo de relevo de presión tuvo una grave falla o se atascó en la última inspección o prueba, el intervalo de servicio deberá de reducirse si la revisión muestra que el dispositivo no funcionará documentado en el futuro. La revisión deberá de incluir un esfuerzo para determinar la causa de la falla o la razón por la cual el dispositivo de relevo de presión no opera adecuadamente. 6.7
REGISTROS
Los dueños y usuarios de recipientes a presión deberán mantener permanente y progresivamente registros de sus recipientes a presión. Registros permanentes se mantendrán por toda la vida de servicio de cada recipiente; registros progresivos se actualizarán regularmente para incluir nueva información perteneciente a la operación, inspección e historial de mantenimiento del recipiente. Los registros de los recipientes a presión deberán de contener de tres tipos de información de los recipientes perteneciente a la integridad mecánica como sigue: a. Información de construcción y diseño. Por ejemplo, numero de serie del equipo u otra identificación, reporte de datos del fabricante (MDRs), especificaciones de diseño, cálculos de diseño (donde MDRs no son disponibles), y dibujos de construcción. Para recipientes a presión que no tiene placa de datos, ni documentación nominal o de diseño y de construcción, los siguientes podrán ser usados para verificar la integridad operativa: i. Realizar inspección para determinar la condición del recipiente. Realice cualquier reparación necesaria. ii. Defina parámetros de diseño y prepare dibujos y cálculos. iii. Base los cálculos en códigos y normas aplicables y la condición del recipiente de acuerdo a cualquier reparación. No utilice valores de esfuerzos permitidos basados en factores de diseño de 3.5. Ver Código ASME Sección VIII, División 1, párrafo UG-10 © para guía en evaluación de materiales no identificados. Si UG10 © no es seguido, entonces para aceros al carbón, use esfuerzos permitidos para SA-283 grado C; y para aleaciones y materiales no ferrosos, use análisis de rayos x fluorescentes para determinar el tipo de material en el cual basar los valores de esfuerzos permisibles. Cuando el alcance de radiografiado originalmente es desconocido, use un factor de junta de 0.7 para soladuras a tope, o considere la realización de radiografías si un mayor factor de juntas es requerido. iv. Fije una placa de datos o estampado mostrando la máxima presión y temperatura de trabajo permisible, la mínima temperatura permisible, y la fecha. v. Realice prueba de presión tan pronto como sea práctico, como es requerido en el Código de construcción usado para los cálculos de diseño. b. Historial operativo y de inspección. Por ejemplo, condiciones operativas, incluyendo las notas que podrían afectar la integridad mecánica, reportes de inspección, y datos de cada tipo de inspección realizada (Por ejemplo, mediciones de espesores internos y externos), y recomendaciones de las inspecciones para reparaciones. Ver Apéndice C para muestra de registros de inspección de recipientes a presión. Los reportes de inspección
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deberán de documentar la fecha de cada inspección y/o prueba, la fecha de la siguiente inspección programada, el nombre de la persona que realizó la inspección y/o prueba, numero de serie u otra identificación del equipo inspeccionado, una descripción de la inspección y/o prueba realizada, y los resultados de la inspección y/o prueba. c.
Información de reparaciones, alteraciones o retasado. Por ejemplo, (1) formatos de reparaciones y alteraciones como es mostrado en el Apéndice D, (2) reportes indicando el equipo que continúa en servicio con deficiencias o recomendaciones identificadas para reparación que es apropiado para servicio continúo una vez que las reparaciones se hayan completado, y (3) documentación de retasado (incluyendo cálculos de retasado, nuevas condiciones de diseño, y evidencia de estampado).
7. Reparaciones, Alteraciones y Retasado de Recipientes a Presión 7.1 GENERAL Esta sección cubre reparaciones y alteraciones a recipientes a presión por soldadura. Los requerimientos que deberán ser seguidos antes de que los recipientes a presión puedan retasados también están cubiertos en esta sección. Cuando reparaciones o alteraciones deben de ser realizadas, los requerimientos aplicables del Código ASME, los códigos con que se construyeron los tanques u otros códigos específicos de recipientes a presión deberán ser seguidos. Antes de la ejecución de cualquier reparación ó alteración, todos los métodos propuestos de ejecución, todos los materiales, y todos los procedimientos de soldadura que serán utilizados deberán ser aprobados por el inspector autorizado de recipientes a presión y de ser necesario por un ingeniero de recipientes a presión con experiencia en el diseño, fabricación ó inspección de recipientes a presión. 7.1.3
Reparación de Defectos
Una fractura en una junta soldada y un defecto en una placa podrán ser reparadas por medio de la preparación de una ranura con forma U ó V a la profundidad y longitud total de la fractura y después rellenando la ranura con metal de soldadura depositado de acuerdo al punto 7.2. Ninguna fractura deberá ser reparada sin la autorización del inspector autorizado de recipientes a presión. La reparación de una fractura como una discontinuidad, donde la concentración de esfuerzos podrá ser seria, no deberá ser intentada sin la consulta previa con un ingeniero de recipientes a presión con experiencia en el diseño de recipientes a presión. Las áreas corroídas, como son definidas en 5.7, deberán ser restablecidas con metal de soldadura depositado de acuerdo al punto 7.2. Las irregularidades superficiales y contaminaciones deberán ser removidas antes de la soldadura. Los exámenes no destructivos y las inspecciones apropiadas para el alcance de la restauración que será realizada deberán ser especificados en el procedimiento de reparación. 7.2
SOLDADURA
Todas las reparaciones y alteraciones con soldadura deberán estar de acuerdo con los requerimientos aplicables del Código ASME, excepto lo permitido en 7.2.11. 7.2.1
Procedimientos y Calificaciones
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La organización encargada de la reparación deberá utilizar soldadores calificados y procedimientos de soldadura calificados de acuerdo con los requerimientos aplicables de la Sección IX del Código ASME. 7.2.2 Registros de Calificaciones La organización encargada de la reparación deberá mantener los registros de estos procedimientos de soldadura calificados y las pruebas de calificación. Estos registros deberán estar disponibles para el inspector antes del inicio de las soldaduras. Los procedimientos de soldadura calificados y las pruebas de calificación deberán estar de acuerdo con los códigos apropiados. 7.2.3
Tratamiento Térmico - Precalentamiento
Nota. Antes de que el precalentamiento sea aplicado, una revisión metalúrgica deberá realizarse para determinar si el recipiente se le realizó tratamiento térmico post-soldadura en base a las características del fluido que contiene.
Para alteraciones ó reparaciones de recipientes inicialmente con tratamiento térmico post-soldadura como un requerimiento del código y construidos con aceros P-1 y P-3 listados en el Código ASME, un precalentamiento no menor de 300 °F (150 °C) podrá ser considerado como una alternativa de tratamiento térmico postsoldadura. El uso de alternativa de precalentamiento mínimo va a estar restringido para precalentar aquellos aceros que sigan el criterio de excepción encontrado en UCS- 56 (f) (1) al (4) de la Sección VIII, División 1, del Código ASME. Si la profundidad de la soldadura excede el espesor máximo exento del tratamiento térmico post-soldadura, la soldadura reparación ó de alteración deberá tener tratamiento térmico post-soldadura de acuerdo con los requerimientos aplicables del Código ASME. Los recipientes construidos de otros aceros que inicialmente requirieron de tratamiento térmico post-soldadura deberán normalmente tener tratamiento térmico post-soldadura si las alteraciones ó reparaciones implican la realización de soldaduras de esfuerzo. Cuando el precalentamiento ó la alternativa de cordón de templado es usado como una alternativa para el tratamiento térmico postsoldadura, el factor de eficiencia de las juntas con tratamiento térmico postsoldadura podrá ser continuo si el factor que ha sido usado usualmente en el diseño nominal (ver nota). La consulta con un ingeniero en recipientes a presión con experiencia en diseño de recipientes a presión es requerida si el precalentamiento ó la alternativa de cordón de templado es deseado. 7.2.4
Soldadura de Cordón de Templado
Nota: Antes de que la soldadura de cordón de templado sea utilizada, una revisión metalúrgica deberá ser realizada si el recipiente se le realizó el tratamiento térmico postsoldadura debido a las características del fluido que esta contenido en él.
Para reparación de soldaduras en recipientes que originalmente se les hizo tratamiento térmico post-soldadura como un requerimiento del Código y construidos de aceros P-1 y P-3 listados en el Código ASME, una técnica de soldadura de cordón de templado podrá ser usada en lugar del tratamiento térmico post-soldadura. Si una técnica de soldadura con cordón de templado va a ser usada, los siguientes requerimientos tienen que ser usados: a. El área de soldadura deberá ser precalentada y mantenida a una temperatura mínima de 350 °F (175 °C) durante la soldadura. La máxima temperatura de interpaso deberá ser de 450 °F (230 °C). b. El cordón inicial de metal de soldadura deberá ser depositado sobre el área entera con electrodos de diámetro máximo de 1/8 de pulgada (3 milímetros). Aproximadamente medio espesor de este cordón deberá ser removido por
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c. d. e. f. g.
7.2.5
desbastado antes de que los cordones subsecuentes sean depositados. Los cordones subsecuentes deberán ser depositados con electrodos con un diámetro máximo de 5/32 pulgadas (4 milímetros) de tal manera de asegurar el templado de los cordones iniciales y sus zonas de afectación de calor. El cordón final de refuerzo del cordón de templado deberá ser removido sustancialmente nivelado con la superficie del material base ó del cordón previo de soldadura. El calentamiento de entrada deberá ser controlado dentro de un rango especificado de corriente de soldadura y voltaje. El área de soldadura deberá ser mantenida a una temperatura de 500 °F +/- 50 °F (260 °C +/- 28 °C) por un mínimo de 2 horas después de que se haya terminado la reparación de soldadura. La soldadura reparada tendrá que ser inspeccionada visualmente por el inspector autorizado de recipientes a presión. El metal de soldadura deberá ser depositado con un proceso manual de arco sumergido aterrizado usando electrodos de bajo hidrógeno. El ancho máximo de cordón deberá ser 4 veces el diámetro de la varilla del electrodo. El uso de la técnica de soldadura de cordón para templado va a ser restringida para la soldadura con cordón para templado a aquellos aceros que se apeguen a los criterios de excepción del tratamiento térmico post-soldadura encontrados en el UCS- 56 (f) (1) al (4) de la Sección VIII, División 1, del Código ASME. Si la profundidad de la reparación excede el espesor máximo exento del tratamiento térmico post-soldadura local, la soldadura de reparación deberá ser tratada con el tratamiento térmico post-soldadura de acuerdo con los requerimientos aplicables del Código ASME. Tratamiento Térmico Local Post-Soldadura
Nota: Antes de que el tratamiento térmico post-soldadura local sea usado, una revisión metalúrgica deberá ser realizada para determinar si el recipiente se le realizó un tratamiento térmico post-soldadura debido a las características del fluido que esta contenido en él.
El tratamiento térmico post-soldadura local (PWHT) podrá ser sustituido por la instalación de una banda circunferencial a 360° en reparaciones locales en todos los materiales, siempre que las siguientes precauciones sean tomadas y los requerimientos sean cumplidos: a. la aplicación sea revisada, y un procedimiento sea desarrollado por ingenieros en recipientes a presión con experiencia en las especialidades apropiadas de ingeniería. b. La adecuación del procedimiento es evaluada. En la evaluación de la adecuación del procedimiento, los siguiente deberá ser considerado: factores aplicables, tales como el espesor del metal base, decaimiento de los gradientes térmicos, y propiedades del material (dureza, componentes, esfuerzos, y similares); cambios debidos al tratamiento térmico post-soldadura; la necesidad de soldaduras de penetración completa; y exámenes superficiales y volumétricos después de tratamiento térmico post-soldadura local. Durante la evaluación y desarrollo de los procedimientos para el tratamiento térmico postsoldadura local, el conjunto de tensiones y distorsiones y las locales resultantes del calentamiento de un área local restringida del recipiente a presión deberán ser consideradas. c. Un precalentamiento de de 300 °F (150 °C) ó mayor, como es especificado por el procedimiento específico de soldadura, es mantenido durante la soldadura. d. La temperatura del tratamiento térmico post-soldadura local requerida deberá ser mantenida por una distancia de no menos que dos veces el espesor del
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metal base medida desde la soldadura. La temperatura del tratamiento térmico post-soldadura local deberá ser monitoreada por un número apropiado de termopares (al menos dos). (Cuando se determina el número de termopares necesarios, el tamaño y la forma del área a ser térmicamente tratada deberá ser considerada). e. El calor no deberá ser aplicado a ninguna tobera ó cualquier unión dentro del área del tratamiento térmico post-soldadura. 7.2.6
Reparaciones a Recubrimientos y Revestimientos de Soldadura de Acero Inoxidable
El procedimiento de reparación para restablecer en área de recubrimiento ó revestimiento removido, corroído ó faltante deberá ser revisado y aprobado antes de su implementación por el ingeniero en recipientes a presión y autorizado por el inspector. Se deberán considerar los factores los cuales podrán alterar la secuencia de reparación tales como nivel de esfuerzos, Numero P del material base, servicio ambiental, posibilidad de hidrogeno disuelto previo, tipo de revestimiento, deterioramiento de las propiedades del metal base (por la fragilización por templado de las aleaciones de cromo-molibdeno), temperaturas mínimas de presurización, y las necesidad de futuras inspecciones periódicas. Para equipo que esta en servicio con hidrógeno a una temperatura elevada ó el cual tiene expuestas áreas de metal base abiertas a la corrosión lo cual podrá resultar en una significante migración de hidrogeno atómico en el metal base, la reparación deberá ser adicionalmente considerada por el ingeniero de recipientes a presión por la afectación de los siguientes factores: a. Desgasificación del metal base. b. Endurecimiento del metal base debido a soldaduras, desbastamiento ó vaciado por arco (arcallar). c. Control de las temperaturas de precalentamiento y de interpaso. d. El tratamiento térmico post-soldadura para reducir durezas y restablecer las propiedades mecánicas. Las reparaciones deberán estar monitoreadas por un inspector para asegurar el cumplimiento con los requerimientos de la reparación. Después del enfriamiento a la temperatura ambiente, la reparación deberá ser inspeccionada por el método de líquidos penetrantes, de acuerdo con el Código ASME, Sección VIII, División 1, Apéndice 8. Para recipientes construidos con materiales base P-3, P-4 ó P-5, el metal base en el área de reparación deberá ser examinado por fracturas por exámenes ultrasónicos de acuerdo con el Código ASME, Sección V, Artículo 5, párrafo T-543. Esta inspección es más apropiada completarla dejando un lapso de al menos 24 horas después de terminada la reparación para equipo en servicio con hidrógeno y para aleaciones de cromo-molibdeno que puedan estar afectadas por fracturas tardías. 7.2.7
Diseño
Las juntas a tope deberán de tener penetración completa y fusión. Las partes deberán ser sustituidas cuando sean reparadas probablemente es inadecuado. Las partes de reemplazo deberán ser fabricadas de acuerdo a los requerimientos aplicables del Código apropiado. Nuevas conexiones deberán ser instaladas en recipientes como marca el diseño, la localización y el método de unión cumplan con los requerimientos aplicables del Código apropiado. Las composturas de soldadura de filete requieren consideraciones especiales de diseño, especialmente lo relacionado a la eficiencia. Las composturas de soldaduras
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de filete podrán ser usadas para realizar reparaciones temporales, y el uso de las composturas de soldaduras de filete deberá estar sujeto a la aceptación de composturas en la jurisdicción en la cual sean requeridas. Reparaciones temporales usando composturas de soldaduras de filete deberán ser aprobadas por un ingeniero en recipientes a presión competente en diseño de recipientes a presión; y las reparaciones temporales deberán ser removidas y reemplazadas con reparaciones permanentes adecuadas en la siguiente oportunidad de mantenimiento disponible. Las reparaciones temporales podrán permanecer en su lugar por largos periodos de tiempo solo si son evaluadas, aprobadas y documentadas por el ingeniero de recipientes a presión y el inspector API en recipientes a presión autorizado. Las composturas de soldaduras de filete podrán ser aplicadas a las superficies internas ó externas de carcazas, y cabezales tanto como en el juicio del inspector autorizado en recipientes a presión se cumpla, cualquiera de: a. Las composturas de soldaduras de filete proporcionan un diseño seguro equivalente al diseño de refuerzos apara aperturas diseñadas de acuerdo a la sección aplicable del Código ASME. b. Las composturas de soldaduras de filete están diseñadas para absorber los esfuerzos de la membrana de las partes de tal manera que de acuerdo a las reglas de la sección aplicable del Código ASME, resulte lo siguiente: 1. El esfuerzo permisible de la membrana no es excedido en las partes ó en las composturas del recipiente. 2. El esfuerzo en las composturas no resulta en esfuerzos a la soldadura de filete que exceda el esfuerzo permisible para estas soldaduras. Las composturas en recubrimientos (overlays) deberán de tener esquinas redondeadas. Las composturas de insertos también deberán tener esquinas redondeadas, y deberán ser instaladas con uniones a tope de penetración completa. 7.2.8
Materiales
Los materiales usados para realizar reparaciones ó alteraciones deberán estar conformes con la sección aplicable del Código ASME. Los materiales deberán ser de una calidad soldable conocida y ser compatibles con los materiales originales. Acero al carbón o aleado con un contenido de carbón sobre 0.35% no es soldable. 7.2.9
Inspección
Los criterios de aceptación para reparaciones ó alteraciones por soldadura deberán incluir técnicas por exámenes no destructivos que estén de acuerdo con la sección aplicable del Código ASME ú otro aplicable para el tazado de recipientes. Donde sean usadas estas técnicas por exámenes no destructivos no es posible ó practico, que sean usados métodos alternativos de exámenes no destructivos. 7.2.10 Pruebas Después de que las reparaciones estén completas, una prueba de presión deberá ser aplicada si el inspector autorizado en recipientes a presión considera que es necesario. Una prueba de presión es normalmente requerida después de una alteración. Sujetos a la aprobación de la jurisdicción exámenes no destructivos apropiados deberán ser requeridos cuando la prueba de presión no es realizada. La sustitución de procedimientos de exámenes no destructivos por la prueba de presión cuando después de una alteración podrá ser realizada solo cuando el ingeniero en recipientes a presión competente en diseño de recipientes a presión y el inspector autorizado en recipientes a presión han sido consultados. 7.2.11 Metal de Aporte
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El metal de aporte usado para reparaciones por soldadura deberá tener un mínimo esfuerzo a la tensión especificado igual ó mayor que el mínimo esfuerzo a la tensión especificado del metal base. Si un metal de aporte es usado el cual tiene un mínimo esfuerzo a la tensión especificado menor que el mínimo esfuerzo a la tensión especificado del metal base, la compatibilidad de la composición del metal de aporte con la composición del metal base deberá ser considerada en lo que se refiere a soldabilidad y degradación por servicio. En suma, se deberá cumplir lo siguiente: a. El espesor de la reparación no deberá ser más del 50% del espesor requerido del metal base., excluyendo la tolerancia por corrosión. b. El espesor de la soldadura de reparación deberá ser incrementada por una relación del esfuerzo a la tensión mínimo especificado del metal base y el esfuerzo a la tensión mínimo especificado del metal de aporte usado para la reparación. c. El espesor incrementado de la reparación deberá tener esquinas redondeadas y deberá estar mezclado dentro del metal base usando una reducción 3 a 1. d. La reparación deberá ser realizada con un mínimo de dos pasos. 7.3
RETAZADO
El retazado de recipientes a presión mediante el cambio de su temperatura nominal ó su máxima presión de trabajo permisible podrá ser realizado solo cuando todos los siguientes requerimientos son seguidos: a. Cálculos tanto del fabricante ó de un ingeniero en recipientes a presión por parte del dueño con experiencia en diseño, fabricación ó inspección de recipientes a presión deberá justificar el retazado. b. Un retazado deberá ser establecido de acuerdo con los requerimientos del código de construcción con el cual el recipiente fue construido ó por cálculos que son determinados usando las formulas apropiadas de la última edición del Código ASME si todos los detalles esenciales cumplen con los requerimientos aplicables del código que ha sido usado. c. Los registros de las inspecciones rutinarias verifican que el recipiente a presión es satisfactorio para las condiciones del servicio propuesto y que la tolerancia por corrosión proporcionada es apropiada. Un incremento en la presión ó temperatura de trabajo permisible deberá estar basado en los datos de espesores obtenidos en inspecciones recientes ó inspecciones extremas. d. Los recipientes a presión han sido probados por presión en alguna ocasión de acuerdo con las nuevas condiciones de servicio, ó la integridad del recipiente es mantenida por técnicas de inspección de evaluación no destructiva especiales en lugar de pruebas. e. El retazado e inspecciones de recipientes a presión es aceptable para el inspector autorizado de recipientes a presión. f. El retazado del recipiente a presión se podrá considerar completo cuando el inspector autorizado de recipientes a presión supervisa el inserto de una palca de datos adicional ó un estampado adicional que contiene la siguiente información:
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