API 570 2009 Español

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Tuberías Código inspección: En servicio Inspección, Evaluación, reparación y La alteración de los sistemas de tuberías API 570 TERCERA EDICIÓN, noviembre 2009 Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, reventa, 09/26/2010 09/26/2010 03:03:05 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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Tuberías Código inspección: En servicio Inspección, Evaluación, reparación y La alteración de los sistemas de tuberías Segmento Downstream

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API 570 TERCERA EDICIÓN, noviembre 2009 Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, reventa, 09/26/2010 09/26/2010 03:03:05 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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Prefacio Nada de lo contenido en cualquier publicación de la API debe ser interpretado como una concesión de derecho, por implicación o de otro modo, para la fabricación, venta o utilización de cualquier método, aparato o producto cubierto por la patente de letras. Tampoco debe nada contenida en la publicación interpretarse como asegurar que nadie de la responsabilidad por infracción de patentes de invención. Deberá: Tal como se usa en una norma, "deberá" indica un requisito mínimo con el fin de cumplir con la especificación. En caso de que: Como se usa en una norma, "debería" indica una recomendación o lo que se aconseja pero no se requiere con el fin para conformarse a la especificación.

Este documento fue elaborado bajo los procedimientos de normalización de la API que aseguren la debida notificación y la participación en el proceso de desarrollo y se designa como un estándar API. Las cuestiones relativas a la interpretación del contenido de esta publicación o comentarios y preguntas relativas a los procedimientos bajo los cuales esta publicación fue desarrollado debe dirigirse por escrito al Director de Normas, Americano del Petróleo Instituto, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005. Las solicitudes de autorización para reproducir o traducir la totalidad o parte del material publicado en este documento también debe ser dirigida al director. En general, las normas API se revisarán y modificarán, reafirmaron, o retiradas al menos cada cinco años. Una sola vez prórroga de hasta dos años se puede añadir a este ciclo de revisión. Estado de la publicación se puede determinar a partir de la Departamento de Normas API, teléfono (202) 682 hasta 8.000. Un catálogo de publicaciones y materiales de la API se publica anualmente por API, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005. Es la intención de API para mantener esta publicación hasta la fecha. Se invita a todos los propietarios de sistemas de tuberías y operadores reportar sus experiencias en la inspección y reparación de los sistemas de tuberías siempre que dichas experiencias pueden sugerir la necesidad de revisión o ampliación de las prácticas establecidas en el API de 570. Esta edición de API 570 reemplaza a todas las ediciones anteriores del API 570, Tuberías Inspección Código: inspección, reparación, Alteración, y Calificación de En-servicios de tuberías Sistemas. Cada edición,

revisión o adiciones al presente Código API se puede utilizar comenzando con la fecha de emisión se muestra en la portada de esa edición, revisión o adiciones. Cada edición, revisión o adiciones, con esta norma API entra en vigor seis meses después de la fecha de emisión de los equipos que se rerated, reconstruido, se trasladó, reparado, modificado (alterado), inspeccionado y probado según este estándar. Durante el

tiempo de seis meses entre la fecha de emisión de la edición, revisión o adiciones y la fecha de vigencia, el usuario deberá especificar a qué edición, revisión o adiciones, el equipo ha de ser, rerated, reconstruida, reubicado, reparado, modificada (alterado), inspeccionado y probado. Las revisiones sugeridas están invitados y deben ser enviadas al Departamento de Normas, API, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005, [email protected]. iii Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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Contenidos Página

1 Alcance. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ..........................1 1.1 Aplicación General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ...............1 1.2 Aplicaciones Específicas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ...............1 1.3 Aptitud para el Servicio e Inspección Basada en Riesgo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 2 Referencias normativas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ................2 3 Términos, definiciones, acrónimos y abreviaturas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 3.1 Términos y Definiciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ................4 3.2 Siglas y abreviaturas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 4 Organización Inspección propietario / usuario. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 4 4.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 4.2 Autorizado Piping Inspector Calificación y Certificación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

4.3 Responsabilidades. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 5 Inspección, examen, y Presión prácticas de prueba. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 5.1 Planes de Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 5.2 basado en el riesgo de Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 5.3 Preparación para la Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 5.4 Inspección de tipos y ubicaciones de los modos de Daños del deterioro y ruptura. . . . . . . . . . . . . . . . 21 5.5 Tipos Generales de Inspección y Vigilancia. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 5.6 CMLs. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 5.7 Métodos de monitoreo de condición. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 Prueba 5.8 Presión de Piping Systems General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 5.9 Material de Verificación y Trazabilidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 5.10 Inspección de válvulas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 5,11 en el servicio de inspección de soldaduras. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

5.12 Inspección de brida articulaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 5.13 Inspección Organización Auditorías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 6 Intervalo / frecuencia y el alcance de la inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 6.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 6.2 Inspección durante los cambios de instalación y servicio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 6.3 Tuberías Planificación Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 6.4 Extensión de Visual Externo y CUI Inspecciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 6.5 Alcance de la medición de espesores de Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 6.6 Alcance de calibre pequeño, tuberías auxiliares y rosca conexiones Inspecciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 6.7 Inspección y mantenimiento de los dispositivos de alivio de presión (PRD). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 7 Evaluación de datos de inspección, análisis y grabación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 7.1 Determinación tasa de corrosión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 7.2 Determinación PSMA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

7.3 Requerido Determinación de espesor. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 7.4 Evaluación de resultados de la inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 7.5 Análisis de tensión de tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 7.6 de Información y Registros para Tuberías Sistema de Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 7.7 Recomendaciones de inspección para reparación o sustitución. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 7.8 Registros de Inspección de las inspecciones externas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 7.9 Tuberías El fracaso e informes de fugas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 7.10 Inspección Aplazamiento o Intervalo de revisión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 v Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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Reparaciones, reformas, y re-calificación de los sistemas de tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 8.1 Las reparaciones y alteraciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 8.2 Soldadura y Hot Tapping. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53 8.3 Recalificación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 9 La inspección de tuberías enterradas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 9.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 9.2 Tipos y métodos de inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 9.3 Frecuencia y Amplitud de Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 9.4 Las reparaciones de sistemas de tuberías enterradas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 9.5 Registros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 Anexo A (informativo) Certificación de Inspector. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 2 Anexo B (informativo) Solicitudes de Interpretaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

Anexo C (Informativo) Ejemplos de reparaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 Mesas 1 Algunas tuberías Típico Tipos de Daños y Mecanismos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 2 Recomendadas intervalos máximos de inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 3 Extensión recomendada de Inspección CUI Tras la inspección visual. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 4 Dos ejemplos del cálculo de PSMA que ilustra el uso de la corrosión Concepto vida media. . . 47 5 La frecuencia de inspección para tuberías enterradas Sin eficaz protección catódica. . . . . . . . . . . . . . . . . 60 Figuras 1 Inyección Típico Point tuberías del circuito. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 6 C.1 manga Reparación cerco. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . sesenta y cinco Parches de reparación pequeñas C.2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . sesenta y cinco vi Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo

Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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1 Tuberías Código inspección: En el servicio de Inspección, Evaluación, reparación y alteración de Piping Systems

1 Alcance 1.1 Aplicación General 1.1.1 Cobertura API 570 cubre la inspección, clasificación, reparación, y los procedimientos de alteración de metal y fibra de vidrio plástico reforzado (FRP) sistemas de tuberías y sus dispositivos de alivio de presión asociados que se han puesto en servicio.

1.1.2 Intención La intención de este código es para especificar el programa de inspección y de monitoreo de condición en el servicio que se necesita para determinar la integridad de la tubería. Ese programa debe proporcionar evaluaciones razonablemente precisas y oportunas a determinar si cualquier cambio en la condición de las tuberías, posiblemente, podría poner en peligro continuo funcionamiento seguro. También el es intención de este código que los propietarios-usuarios Responderá a todas las resultados de la inspección que requieren acciones correctivas para asegurar el funcionamiento continuo y seguro de las tuberías. API 570 fue desarrollado para la industria de refinación de petróleo y de procesos químicos, pero se puede utilizar, cuando sea posible,

para cualquier sistema de tuberías. Está diseñado para ser utilizado por las organizaciones que mantienen o tienen acceso a una inspección autorizado agencia, una organización de reparación, y técnicamente calificados ingenieros de tuberías, inspectores y examinadores, todo como se define en Sección 3.

1.1.3 Limitaciones API 570 no deberá utilizarse como sustituto de los requisitos de construcción originales que rigen un sistema de tuberías antes se coloca en servicio; ni podrá ser utilizado en conflicto con los requisitos reglamentarios vigentes. Si los requisitos de este código son más estrictas que los requisitos reglamentarios, a continuación, regirán los requisitos de este código.

1.2 Aplicaciones Específicas El término no metálicos tiene una definición amplia, pero en este código se refiere a los grupos plásticos reforzados con fibras abarcada por la siglas FRP genérica (fibra de vidrio reforzado con plástico) y GRP (plástico reforzado con fibra de vidrio). los no metálicos extruidos, generalmente homogéneos, tales como polietileno de alta y baja densidad se excluyen. Consulte la API 574 para la orientación sobre cuestiones de degradación e inspección relacionados con tuberías de FRP.

1.2.1 Servicios Incluidos Fluidos Salvo lo dispuesto en 1.2.2, API 570 se aplica a los sistemas de tuberías para fluidos de proceso, hidrocarburos, y similares servicios de fluidos inflamables o tóxicos, como las siguientes: a), y productos petrolíferos acabados intermedios primas; b), y productos químicos terminados intermedios primas; c) líneas de catalizador; d) hidrógeno, gas natural, gas combustible, y los brillos sistemas; e) el agua agria y residuos peligrosos arroyos encima de los límites de umbral, tal como lo definen los reglamentos jurisdiccionales; Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo


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2 API 570 f) los productos químicos peligrosos por encima de los umbrales, según lo definido por las regulaciones jurisdiccionales; g) fluidos criogénicos tales como: LN 2 , LH 2 , LOX y aire líquido; h) los gases de alta presión mayor que 150 psig tales como: Ghe, GH 2 , GOX, GN 2 Y HPA.

1.2.2 Sistemas de tuberías opcionales y Servicios de Fluidos Los servicios y clases de sistemas de tuberías de fluido se indican a continuación son opcionales con respecto a los requisitos de API 570. a) Servicios de fluidos que son opcionales incluyen los siguientes: 1) servicios de fluidos peligrosos debajo de los límites de umbral, tal como lo definen los reglamentos jurisdiccionales;

2) el agua (incluidos los sistemas de protección contra incendios), vapor de agua, vapor y condensado, agua de alimentación de calderas, y el líquido Categoría D servicios, tal como se define en ASME B31.3. b) Otras clases de sistemas de tuberías que son opcionales son aquellos que están exentos de la tubería de proceso aplicable código de construcción.

1.3 Aptitud para el Servicio e Inspección Basada en Riesgo (RBI) Este código inspección reconoce aptitud para el servicio de los conceptos de evaluación de daños en el servicio de presiónque contiene componentes. API 579 proporciona procedimientos de evaluación detallados para determinados tipos de daños que son se hace referencia en este código. Este código inspección reconoce conceptos RBI para determinar los intervalos de inspección. API 580 proporciona directrices para la realización de una evaluación basada en el riesgo.

2 Referencias normativas Los siguientes documentos referenciados son indispensables para la aplicación de este documento. Para las referencias con fecha, sólo se aplica la edición citada. Para las referencias sin fecha, la última edición del documento de referencia (incluyendo cualquier modificación). Publicación API 510, Presión Código inspección de navíos: Mantenimiento de Inspección, Evaluación, reparación y alteración

API Recommended Practice 571, Daños mecanismos que afectan Equipo fijo en la Industria de Refinación

API Recommended Practice 574, Prácticas de Inspección de los componentes del sistema de tuberías

API Recommended Practice 576, de los dispositivos de alivio de presión de inspección

API Práctica Recomendada 577, Soldadura Inspección y Metalurgia API Recommended Practice 578, Programa de Verificación de Material de Nuevo y sistemas de tuberías existentes

, Fitness por servicio API Standard 579-1 / ASME FFS-1

API Recommended Practice 580, Inspección Basada en el Riesgo API Práctica Recomendada 581, Riesgo basada Tecnología de Inspección API Standard 598, la válvula de Inspección y Pruebas API Recommended Practice 651, Protección catódica de tanques de superficie de almacenamiento de petróleo


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P Iping yo NSPECCIÓN C ODE : YO N SERVICIO yo NSPECCIÓN ,R

CIONES ,R Epair , Y LA LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 3 API Recommended Practice 750, Gestión de Riesgos de Proceso Publicación API 2201, Prácticas Seguras de Hot Tapping en los de Petróleo y Petroquímica

ASME B16.34 1 , Válvulas-con bridas, roscados, y soldadura Fin ASME B31.3, Tubería de proceso ASME B31G, Manual para la determinación de la fuerza que le quedaba de corroídos Tuberías

ASME B31, Código Caso 179/181 Código ASME para calderas y recipientes a presión (BPVC), Sección V, Examen no destructivo

ASME BPVC, Sección VIII, División 1 y 2 ASME BPVC, Sección IX, Soldadura y calificaciones para soldadura fuerte ASME PCC-1, Directrices para la presión de Límites atornillado Asamblea Paritaria Brida

ASME PCC-2, Reparación de Equipos a Presión y Tuberías

ASNT SNT-TC-1 2 , Una cualificación del personal y Certificación en Ensayos No Destructivos ASNT CP-189, Norma para la Calificación y Certificación de Pruebas No Destructivas Personne l ASTM G57 3 , Método de Medición de resistividad del suelo Campo de Uso de la Wenner de cuatro electrodos Método

MTI 129 4 , Una guía práctica para la inspección de campo del equipo de FRP y Piping NACE RP 0169 5 , Control de la corrosión externa en metro o sumergidas Piping Systems metálicos

NACE RP 0170, de Protección de austeníticos aceros inoxidables y otras aleaciones austeníticos de ácido Polythionic Estrés Corrosion Cracking durante el apagado del equipo de refinería

NACE RP 0274, de alto voltaje de Inspección Eléctrica de Pipeline Coatings anterior a la instalación

NACE RP 0275, Aplicación de revestimientos orgánicos a la superficie externa de tubos de acero para el servicio de metro

NACE bar 34101, Inyección Refinería y proceso de mezcla Puntos NFPA 704 6 , Sistema normalizado para la identificación de los peligros de los materiales para la Respuesta de Emergencia

1

ASME International, 3 Park Avenue, Nueva York, Nueva York 10016 a 5990, www.asme.org. 2 Sociedad Americana para Pruebas No Destructivas, 1.711 Arlingate Lane, PO Box 28518, Columbus, Ohio 43228, www.asnt.org. 3 ASTM International, 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken, Pennsylvania 19428, www.astm.org. 4 Instituto Tecnología de Materiales, 1.215 Helecho Ridge Parkway, Suite 206, San Luis, Missouri desde 63.141 hasta 4.405, www.mti-link.org. 5 NACE International (anteriormente la Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión), 1440 South Creek Drive, Houston, Texas 77218-8340, www.nace.org. 6 Asociación Nacional de Protección contra Incendios, 1 Batterymarch Park, Quincy, Massachusetts 02169 hasta 7471, www.nfpa.org. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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4 API 570

3 Términos, Definiciones, Siglas y abreviaturas

3.1 Términos y Definiciones A los efectos de esta norma, se aplicarán los siguientes términos, definiciones, acrónimos y abreviaturas.

3.1.1 material de aleación Cualquier material metálico (incluyendo materiales de relleno de soldadura) que contiene elementos de aleación, tales como cromo, níquel, o molibdeno, que se añaden intencionadamente para mejorar las propiedades mecánicas y físicas y / o corrosión resistencia. Las aleaciones pueden ser ferroso o no ferroso basado. NOTA Aceros al carbono no se consideran aleaciones, para efectos de este código.

3.1.2 modificación Un cambio físico en cualquier componente que tiene implicaciones de diseño que afectan a la presión que contiene capacidad o flexibilidad de un sistema de tuberías más allá del alcance de su diseño original. Las siguientes no se consideran alteraciones: reemplazos comparables o duplicados y la adición de los archivos adjuntos de pequeño calibre que no requieren refuerzo o apoyo adicional.

3.1.3 código aplicable El código, la sección de código, u otra norma de ingeniería reconocidas y generalmente aceptadas o práctica a la que el sistema de tubería fue construida o que se considera por el propietario o usuario o el ingeniero de la tubería sea más apropiado para el situación, incluyendo pero no limitado a la última edición de ASME B31.3.

3.1.4 ASME B31.3

Una forma abreviada de ASME B31.3, Proceso de tuberías, publicado por la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos.

3.1.5 autorización Está realizando Aprobación / acuerdo para llevar a cabo una actividad específica (por ejemplo, la reparación) antes de la actividad.

3.1.6 organismo de control autorizado Se define como cualquiera de los siguientes: a) la organización de inspección de la jurisdicción en la que se utiliza el sistema de tuberías, b) la organización de inspección de una compañía de seguros que tiene licencia o registrado para escribir un seguro para tuberías sistemas, c) un propietario o usuario de los sistemas de tuberías que mantiene una organización de inspección para las actividades relativas sólo a su equipo y no para sistemas de tuberías destinadas a la venta o reventa, d) una organización independiente de inspección empleado o bajo contrato con el propietario o usuario de los sistemas de tuberías que se utilizan sólo por el propietario o usuario y no para la venta o reventa, e) una organización independiente de inspección autorizado o reconocido por la jurisdicción en la que el sistema de tuberías es usada y empleada o contratada por el propietario o usuario.

3.1.7 inspector de tuberías autorizado Un empleado de una agencia de control autorizado que esté calificado y certificado para llevar a cabo las funciones especificadas en API 570. Un ECM examinador no está obligado a ser un inspector de tuberías autorizado. Siempre que se utilice el término inspector en API 570, se refiere a un inspector de tuberías autorizado. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo


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3.1.8 tubería auxiliar Instrumento y la tubería de la maquinaria, por lo general de pequeño calibre tuberías de proceso secundario que puede ser aislado de primaria sistemas de tuberías.Los ejemplos incluyen líneas de lavado, líneas de aceite sello, líneas analizador, líneas de balance, líneas de gas tampón, los desagües y respiraderos.

3.1.9 lugares de monitoreo de condición CMLs Áreas designadas en los sistemas de tuberías donde se realizan exámenes periódicos. NOTA Anteriormente, CMLs se conocen como "lugares de monitoreo espesor" (TMLS). CMLs pueden contener uno o más puntos de examen. CMLs puede ser un avión a través de una sección de la tubería o una boquilla o una zona donde se encuentran CMLs en una tubería circuito.

3.1.10 código de construcción El código o norma a la que el sistema de tuberías se construyó originalmente (es decir, ASME B31.3).

3.1.11 barrera contra la corrosión

La tolerancia de corrosión en el equipo de FRP típicamente compuesta de una superficie interior y una capa interior que es especifica si es necesario para proporcionar la mejor resistencia global a los ataques químicos.

3.1.12 velocidad de corrosión La tasa de pérdida de metal debido a la erosión, la erosión / corrosión o la reacción química (s) con el medio ambiente, ya sea interna y / o externa.

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

3.1.14 válvulas de retención críticos Las válvulas de retención en los sistemas de tuberías que se han identificado como vital para la seguridad del proceso. NOTA Válvulas de retención críticos son aquellos que necesitan para funcionar de forma fiable con el fin de evitar la posibilidad de eventos peligrosos o deben producir una pérdida de consecuencias importantes.

3.1.15 mecanismo de daño Cualquier tipo de deterioro encontrado en la industria de proceso de refinación y químicos que pueden dar lugar a defectos / defectos que pueden afectar a la integridad de la tubería (por ejemplo, la corrosión, agrietamiento, erosión, abolladuras, y otra mecánica, física o

impactos químicos). Ver API 571 para obtener una lista completa y descripción de los mecanismos de daño.

3.1.16 deadlegs Componentes de un sistema de tuberías que normalmente no tienen flujo significativo. Algunos ejemplos incluyen ramas cegadas, líneas con válvulas de bloqueo normalmente cerradas, líneas con un extremo blanqueó, presurizados patas de apoyo ficticias, estancada control de las tuberías de derivación de la válvula, tuberías de repuesto de la bomba, bridas de nivel, entrada de la válvula de alivio y tuberías de colector de salida, ajuste de la bomba líneas de derivación, respiraderos de alto punto, puntos de muestra, desagües, sangradores, y conexiones de instrumentos.

3.1.17 defecto Una imperfección de un tipo o magnitud superior a los criterios aceptables. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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6 API 570

01.03.18 presión de diseño

La presión en la condición más severa de la presión interna o externa coincidente y la temperatura (mínimo o máximo) que se espera durante el servicio.

01.03.19 temperatura de diseño de un componente de sistema de tuberías La temperatura a la que, bajo la presión coincidentes, el mayor espesor o más alta calificación componente es requerido. Es la misma que la temperatura de diseño definido en la ASME B31.3 y otras secciones de código y está sujeta a las mismas reglas relativas a subsidios para las variaciones de la presión o la temperatura o ambos. Funciones de control de calidad realizado por examinadores (o inspectores) tal como se definen en el presente documento. NOTA Estas funciones serían típicamente aquellas acciones llevadas a cabo por personal de END, soldadura o inspectores de revestimiento.

01.03.20 punto de inspección punto de grabación punto de medición punto de prueba Un área dentro de un CML definida por un círculo que tiene un diámetro no mayor de 2 pulg. (50 mm) para un diámetro de la tubería no inferior o igual a 10 pulg. (250 mm), o no mayor que 3 pulg. (75 mm) para las líneas y los vasos más grandes. CMLs pueden contener múltiples puntos de prueba. NOTA Punto de prueba es un término ya no se usa como prueba se refiere a ensayos mecánicos o físicos (por ejemplo, ensayos de tracción o pruebas de presión).

01.03.21 exámenes

Funciones de control de calidad realizadas por los examinadores (por ejemplo NDE).

01.03.22 examinador Una persona que asiste al inspector mediante la realización específica ECM en los componentes del sistema de tuberías, pero no evalúa los resultados de los exámenes de acuerdo con API 570, a menos que específicamente capacitado y autorizado para ello por el propietario o usuario.

01.03.23 inspección externa Una inspección visual realizada desde el exterior de un sistema de tuberías para encontrar las condiciones que podrían afectar a la tubería capacidad de los sistemas de los de mantener la integridad o condiciones de presión que comprometen la integridad del revestimiento y aislamiento que cubren, las estructuras de soporte y los archivos adjuntos (por ejemplo, candeleros, soportes de tuberías, escaleras, plataformas, zapatos, perchas, instrumento, y pequeñas derivaciones).

01.03.24 Evaluación de la aptitud por servicio Una metodología cual defectos y otras alteraciones / daños contenida dentro de los sistemas de tuberías son evaluados con el fin para determinar la integridad estructural de la tubería para el servicio continuo.

01.03.25 apropiado Componente de tubería asocia generalmente con un cambio de dirección o el diámetro. Bridas no se consideran accesorios.

01.03.26 materiales inflamables

Tal como se utiliza en este código, incluye líquidos, vapores y gases, que apoyará la combustión. Consulte NFPA 704 para orientación sobre la clasificación de los fluidos en 6.3.4. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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01.03.27 Especialista en FRP Una persona aceptable para el propietario / usuario que tenga conocimientos y experiencia en FRP sobre el proceso químicos, los mecanismos de degradación, selección de materiales, mecanismos de falla, los métodos de fabricación y su impacto en los sistemas de tuberías.

01.03.28 la corrosión general La corrosión que se distribuye más o menos uniformemente sobre la superficie de la tubería, en lugar de ser localizada en naturaleza.

01.03.29 punto de espera Un punto en el proceso de reparación o alteración más allá del cual el trabajo no podrá proceder hasta que la inspección requerida ha sido realizado y documentado.

01.03.30 imperfecciones

Defectos u otras discontinuidades observadas durante la inspección que pueden estar sujetos a criterios de aceptación durante una ingeniería y análisis de inspección.

01.03.31 indicación Una respuesta o evidencia resultante de la aplicación de una técnica de evaluación no destructiva.

01.03.32 industria calificada onda de corte UT examinador Una persona que posea una cualificación de ultrasonidos de onda de corte de la API (por ejemplo API QUTE), o un equivalente cualificación aprobado por el propietario-usuario. NOTA Reglas para la equivalencia se definen en la página web ICP API.

01.03.33 punto de inyección Puntos de inyección son lugares donde los productos químicos o aditivos de proceso se introduce en una corriente de proceso. Corrosión inhibidores, neutralizadores, antiincrustantes proceso, desemulsionantes desaladora, eliminadores de oxígeno, y lavados con agua cáusticos con mayor frecuencia se reconocen como que requiere especial atención en el diseño del punto de inyección. Aditivos de proceso, productos químicos y el agua se inyectan en corrientes de proceso con el fin de alcanzar los objetivos específicos del proceso. NOTA Puntos de inyección no incluyen los lugares donde dos corrientes de proceso se unen (puntos de mezcla). Ejemplo agentes de cloración en reformadores, la inyección de agua en los sistemas generales, inyección de polisulfuro en catalítica craqueo de gas húmedo, las inyecciones antiespumantes, inhibidores, y neutralizadores.

01.03.34 en servicio Los sistemas de tuberías colocadas en funcionamiento (instalado). NOTA 1 No incluye los sistemas de tuberías que aún están en construcción o en el transporte al sitio antes de ser puesto en servicio o sistemas de tuberías que se han jubilado. NOTA 2 sistemas de tuberías que no están actualmente en operación debido a una interrupción del proceso, plazos de entrega, u otro mantenimiento actividad todavía se consideran Instalado repuesto tuberías también se considera en el servicio "en el servicio.";mientras que las tuberías de recambio que no es instalado no se considera en el servicio.

01.03.35 en el servicio de inspección Todas las actividades de inspección asociados con la tubería después de haber sido colocado inicialmente en el servicio, pero antes de que se ha retirado. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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8 API 570

01.03.36 inspección

La evaluación externa, interna o en funcionamiento (o cualquier combinación de los tres) de la condición de tubería realizada por la inspector autorizado o su designado / a. NOTA ECM puede ser realizada por los examinadores a discreción del inspector de tuberías autorizado y se convierten en parte de la proceso de inspección, pero el inspector de tuberías autorizado deberá revisar y aprobar los resultados.

01.03.37 código de la inspección Acortado el título de este código (API 570).

1.3.38 plan de inspección Un plan documentado para detallar el alcance, los métodos y el calendario de las actividades de inspección de los sistemas de tuberías, que puede incluir recomendada reparación y / o mantenimiento.

01.03.39 inspector Un inspector de tuberías autorizado.

01.03.40 envolvente operativo integridad integridad ventana de operación Límites establecidos para las variables de proceso que pueden afectar a la integridad del sistema de tuberías si la operación de proceso de se desvía de los límites establecidos para una cantidad predeterminada de tiempo.

01.03.41 inspección interna Una inspección realizada del interior de un sistema de tuberías utilizando técnicas visuales y / o ECM.

01.03.42 jurisdicción A la administración del gobierno legalmente constituido que podrá adoptar normas relativas a los sistemas de tuberías.

01.03.43 brida nivel Una tubería de vidrio indicador de nivel de ensamblaje unido a un recipiente.

01.03.44 corrosión localizada Deterioro, por ejemplo, la corrosión que se limita a un área limitada de la superficie metálica.

01.03.45 bloqueo y etiquetado Un procedimiento de seguridad utilizado para asegurar que la tubería está debidamente aislado y no puede ser activado o poner de nuevo en servicio antes a la realización de la inspección, mantenimiento o reparación.

01.03.46 reparaciones mayores Soldadura reparaciones que implican la retirada y sustitución de grandes sectores de los sistemas de tuberías.

01.03.47 gestión del cambio MOC Un sistema de gestión documentado para la revisión y aprobación de los cambios en el proceso o los sistemas de tuberías antes de la implementación del cambio. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001

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01.03.48 programa de verificación de material Un procedimiento de aseguramiento de calidad documentado utilizado para evaluar materiales de aleación metálica (incluyendo soldaduras y archivos adjuntos cuando se especifique) para verificar la conformidad con el material de aleación seleccionada o especificada designada por el propietario / usuario. NOTA Este programa puede incluir una descripción de los métodos de ensayo de materiales de aleación, componente físico marcado y programa mantenimiento mantenimiento de registros.

01.03.49 la presión máxima de trabajo permitida PSMA La presión interna máxima permitida en el sistema de tuberías para el funcionamiento continuado a la condición más grave de coincidente coincidente presión interna o externa y la temperatura (mínimo o máximo) que se espera durante el servicio. Es el misma que la presión de diseño, como se define en ASME B31.3 y otras secciones de código, y está sujeto a las mismas reglas relativa a las asignaciones de las variaciones de presión o temperatura, o ambos.

01.03.50 diseño mínima temperatura del metal MDMT La temperatura más baja a la que una carga de presión significativa significativa (por ejemplo, carga de funcionamiento, cargas de puesta en marcha, cargas transitorias, etc.),

se puede aplicar a los sistemas de tuberías como se define en el código de construcción aplicable. B31.3 Ejemplo ASME, edición octava, párrafo 323,2 "Limitaciones de temperatura."

01.03.51 espesor mínimo requerido El espesor sin sobreespesor de corrosión para cada componente de un sistema de tuberías basado en el diseño apropiado cálculos de código y código de tensión admisible que consideran la presión, mecánica y cargas estructurales. NOTA Alternativamente, espesor requerido puede ser reevaluado usando aptitud para el servicio de análisis de acuerdo con API 579-1 / ASME FFS-1.

01.03.52 mezclar puntos Proceso de puntos de mezcla son puntos de unión de las corrientes de proceso de diferente composición composición y / o la temperatura donde atención adicional diseño, límites de operación y / o supervisión de procesos se utilizan para evitar problemas de corrosión. No todos los puntos de mezcla proceso son problemáticos, sin embargo, necesitan ser identificados y evaluados para su posible degradación mecanismos.

01.03.53 no conformidad conformidad Un elemento que no está de acuerdo con los códigos específicos, normas u otros requisitos.

01.03.54 límite nonpressure Componentes y archivos adjuntos de, o la porción de la tubería que no contiene la presión del proceso.

Ejemplo clips, zapatos, repads, soportes, placas de desgaste, nonstiffening anillos de soporte de aislamiento, aislamiento, etc.

01.03.55 fuera de las instalaciones instalaciones de tuberías Los sistemas de tuberías no incluidos dentro de los límites de límites de parcela de una unidad unidad de proceso, proceso, como como por ejemplo, ejemplo, una de hidrocraqueo, hidrocraqueo, un copolímero de etileno galleta o una unidad de crudo. Ejemplo tanque tuberías granja y otras tuberías consecuencia menor fuera de los límites de la unidad de proceso. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, reventa, 09/26/2010 09/26/2010 03:03:05 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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10 API 570

01.03.56 en el lugar de la tubería Los sistemas de tuberías incluyen dentro de los límites de la trama de las unidades de proceso, tales como, un hidrocraqueador, un cracker de etileno, o una unidad de crudo.

01.03.57 en funcionamiento funcionamiento

Una condición en la que en servicio los sistemas de tuberías no se han preparado para una inspección interna. NOTA Los sistemas de tuberías que se encuentran en funcionamiento también puede estar vacío o todavía pueden tener fluidos de proceso residuales en ellos y no ser Actualmente forma parte del sistema de proceso.

01.03.58 en funcionamiento inspección Una inspección realizada desde el exterior de los sistemas de tuberías mientras están en funcionamiento utilizando procedimientos de END a establecer la idoneidad de la barrera de presión para la operación continua.

1.3.59 inspección vencida Inspecciones de tuberías para el equipo en el servicio que no se han realizado por parte de sus fechas de vencimiento documentadas en el programa de inspección / plan.

01.03.60 tuberías sobre el agua Tubería situado donde las fugas (líquido o sólido) se traduciría en descarga en arroyos, ríos, bahías, etc., lo que resulta en un potencial incidente ambiental.

1.3.61 propietario / usuario Un propietario o usuario de los sistemas de tuberías que ejerce el control sobre la operación, ingeniería, inspección, reparación, alteración, pruebas de presión, y la calificación de la tubería.

1.3.62 propietario / inspector de usuario

Un inspector autorizado empleado por un propietario / usuario que ha calificado mediante un examen escrito bajo las disposiciones de la Sección 4 y en el Anexo A.

1.3.63 pipa Un cilindro estanco a la presión utilizado para transmitir un fluido o para transmitir una presión de fluido y que se designa normalmente "pipe" en las especificaciones de materiales aplicables. NOTA Materiales designados como "tubo" o "tubo" en las especificaciones son tratados como tubería en este código cuando se destine a servicio de presión.

1.3.64 tuberías piperack Tuberías de proceso que se apoya en los candeleros o durmientes consecutivos (incluyendo bastidores puente y extensiones).

1.3.65 circuito de tuberías Una sección de la tubería que está expuesta a un medio ambiente proceso de corrosividad similar o espera mecanismos de daño y es de las condiciones de diseño similares y material de construcción. NOTA 1 unidades de proceso complejas o sistemas de tubería se divide en circuitos de tuberías para gestionar las inspecciones necesarias, cálculos y registros. NOTA 2 Al establecer los límites de un circuito de tuberías de concreto, el inspector también puede dimensionar para proporcionar una práctica paquete de mantenimiento de registros y la inspección de campo rendimiento. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001


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1.3.66 ingeniero de la tubería Una o más personas u organizaciones que sean aceptables para el propietario o usuario que están bien informados y con experiencia en las disciplinas de ingeniería asociados a la evaluación de las características mecánicas y materiales que afectan a la integridad y fiabilidad de los componentes y sistemas de tuberías. El ingeniero de la tubería, mediante la consulta con los especialistas adecuados, debe considerarse como un compuesto de todas las entidades necesarias para abordar adecuadamente un requisito técnico.

1.3.67 sistema de tuberias Se utiliza un montaje de circuitos de tuberías interconectadas que están sujetos al mismo conjunto o conjuntos de condiciones de diseño y transmitir, distribuir, mezclar, separar, descarga, metro, control o desaire flujos de fluidos. NOTA Los sistemas de tuberías también incluyen elementos de tubería de apoyo, pero no incluyen las estructuras de apoyo, tales como marcos estructurales y fundaciones.

1.3.68 Identificación Positiva de Materiales PMI Cualquier evaluación física o examen de un material para confirmar que el material, que ha sido o va a ser colocado en servicio, es consistente con el material de aleación seleccionado o especificado designado por el propietario / usuario. NOTA

Estas evaluaciones o pruebas pueden proporcionar información cualitativa o cuantitativa que es suficiente para verificar la aleación nominal composición.

1.3.69 posterior a la soldadura de tratamiento térmico PWHT El tratamiento que consiste en el calentamiento de una pieza soldada toda o una pieza de tubería fabricada a una temperatura elevada después de finalización de la soldadura con el fin de aliviar los efectos perjudiciales de calor de soldadura, tales como reducir las tensiones residuales, reducir la dureza, y / o ligeramente modificar propiedades Ver ASME B31.3 párrafo 331.

1.3.70 barrera de presión La parte de la tubería que contiene los elementos de tubería de retención de presión unidas o ensambladas en presión apretado sistemas que contiene fluido. Componentes barrera de presión incluyen tuberías, tubos, conexiones, bridas, juntas, las gasas, válvulas y otros dispositivos tales como juntas de dilatación y las articulaciones flexibles. NOTA También vea definición de límite nonpressure.

1.3.71 espesor de diseño de presión Espesor de pared de tubo mínimo permitido necesario para mantener la presión de diseño a la temperatura de diseño. NOTA 1 Presión espesor de diseño se determina mediante la fórmula de código de clasificación, incluyendo el espesor de refuerzo necesario. NOTA 2 Presión espesor de diseño no incluye el grosor de las cargas estructurales, tolerancia de corrosión, o tolerancias de molino.

1.3.72

tuberías de proceso primario Tuberías de proceso en servicio normal, activo que no se puede valvulado apagado o, si se valvulado fuera, afectaría significativamente unidad operabilidad. Tuberías de proceso primaria incluye normalmente más tuberías de proceso mayor que NPS 2, y por lo general no lo hace incluir pequeño orificio o tuberías de proceso auxiliar (véase también tuberías de proceso secundario).

1.3.73 procedimientos Un documento que especifica o describe cómo una actividad se va a realizar en un sistema de tuberías. NOTA Un procedimiento puede incluir métodos que se emplearán, equipos o materiales que se utilizarán, las cualificaciones del personal involucrados, y la secuencia de trabajo. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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12 API 570

1.3.74 tuberías de proceso Hidrocarburos o química tubería situada en, o asociado con una instalación de refinería o de fabricación. Tuberías de proceso

incluye piperack, patio de tanques y tuberías de unidad de proceso, pero excluye las tuberías de servicios públicos.

1.3.75 Seguro de calidad Todas las acciones planificadas, sistemáticas y preventivas necesarias para determinar si los materiales, equipos o servicios se reunirán especifica los requisitos para que la tubería llevará a cabo de manera satisfactoria en el servicio. NOTA El contenido de un manual de inspección de garantía de calidad para sistemas de tuberías se describen en 4.3.1.1.

01.03.76 control de calidad Esas actividades físicas que se realizan para comprobar la conformidad con las especificaciones de acuerdo con la calidad plan de aseguramiento.

1.3.77 renovación Actividad que descarta un componente existente, ajustada, o una parte de un circuito de tuberías y lo reemplaza con nuevo o existente materiales de piezas de los mismos o mejores cualidades como los componentes de tuberías originales.

1.3.78 reparación El trabajo necesario para restaurar un sistema de tuberías a una condición adecuada para un funcionamiento seguro en las condiciones de diseño. Si ninguno de los cambios de restauración dan lugar a un cambio de temperatura o presión de diseño, los requisitos para la re-calificación También será satisfecho. Cualquier soldadura, corte, o la operación de molienda en un componente de la tubería que contiene la presión no considera específicamente una alteración se considera una reparación.

1.3.79 organización de reparación Cualquiera de los siguientes: a) un propietario o usuario de los sistemas de tuberías que repara o altera su propio equipo de acuerdo con API 570, b) un contratista cuyas calificaciones son aceptables para el propietario o usuario de los sistemas de tuberías y quién hace las reparaciones o alteraciones de acuerdo con API 570, c) que esté autorizado por, aceptable, o que no esté prohibido por la jurisdicción y que hace reparaciones en acuerdo con API 570.

1.3.80 clasificación Los cálculos para establecer presiones y temperaturas apropiadas para un sistema de tuberías, incluyendo la presión de diseño / temperatura, PSMA, mínimos estructurales, espesores requeridos, etc.

1.3.81 recalificación Un cambio en la temperatura de diseño, la presión de diseño o la PSMA de un sistema de tuberías (a veces llamado valoraciones). LA recalificación puede consistir en un aumento, una disminución, o una combinación de ambos. Reducción de potencia por debajo de las condiciones originales de diseño es un medio para proporcionar una mayor tolerancia de corrosión. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS

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1.3.82 inspección basado en el riesgo RBI Un proceso de evaluación de riesgos y la gestión de riesgos que se centra en la planificación de la inspección de los sistemas de tuberías para la pérdida de contención en las instalaciones de procesamiento, que considera tanto la probabilidad de fallo y consecuencia de un fallo debido a deterioro del material.

1.3.83 escaneo Técnica de inspección utiliza para encontrar la medición del espesor más delgado en un CML. Ver orientación contenida en API 574.

1.3.84 bonder secundaria Un individuo que se une y superposiciones curados subconjuntos de tuberías de PRFV.

1.3.85 tuberías de proceso secundario Tuberías de proceso, a menudo SBP aguas abajo de las válvulas de bloqueo que se puede cerrar sin afectar significativamente el proceso de unidad de operabilidad.

01.03.86 tuberías de pequeño calibre PAS Piping que es menor que o igual a 2 NPS.

1.3.87 -suelo-aire interfaz S/A

Un área en la que se puede producir corrosión externa en tuberías parcialmente enterrado. NOTA La zona de la corrosión puede variar dependiendo de factores tales como la humedad, contenido de oxígeno del suelo, y operativo la temperatura. La zona se considera generalmente para ser de 12 pulg. (305 mm) por debajo de 6 pulg. (150 mm) por encima de la superficie del suelo.Pipe corre paralela con la superficie del suelo que contacta con el suelo está incluido.

1.3.88 carrete Una sección de la tubería comprendida por bridas u otros accesorios de conexión, tales como los sindicatos.

1.3.89 espesor mínimo estructural Espesor mínimo sin tolerancia de corrosión, en base a las cargas estructurales y otros.

1.3.90 reparaciones temporales Las reparaciones realizadas a los sistemas de tuberías con el fin de restaurar la integridad suficiente para continuar la operación segura hasta permanente reparaciones pueden programarse y realizarse en un plazo aceptable para el inspector o tuberías ingeniero de tiempo.

01.03.91 tuberías patio de tanques Tuberías de proceso dentro de los diques de tanques o directamente asociado con un patio de tanques.

3.2 Siglas LMC ubicación de monitoreo de condición

CUI la corrosión bajo aislamiento, incluyendo corrosión bajo tensión bajo aislamiento FRP de plástico de fibra de vidrio reforzada LT a largo plazo MOC gestión del cambio Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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14 API 570 PSMA la presión máxima de trabajo permitida MDR informes de datos del fabricante Montana técnica de partículas magnéticas MTR informe de la prueba material de

ECM examen no destructivo NPS tamaño nominal de la tubería (seguido, en su caso, por el número específico de designación de tamaño sin un símbolo pulgadas) PQR registro cualificación procedimiento PT técnica de líquido penetrante PWHT Publicación de soldadura de tratamiento térmico RBI inspección basado en el riesgo RT examen radiográfico (método) o la radiografía RTP plástico termoestable reforzada PAS tuberías de pequeño calibre ST Corto plazo SMYS límite elástico mínimo especificado Utah examen ultrasónico (método) WPS especificación del procedimiento de soldadura

4 Propietario / Usuario Organización Inspección 4.1 Generalidades Un propietario / usuario de los sistemas de tuberías ejercerá el control de la inspección del sistema de tuberías programa, la inspección frecuencias, y mantenimiento y es responsable de la función de un organismo de control autorizado, de conformidad con lo dispuesto en el API 570. El / organización de inspección de usuario propietario también deberá controlar las actividades relacionadas con la calificación, reparación y alteración de sus sistemas de tuberías. Integridad operativo sobres (ventanas) debe ser establecido para los parámetros del proceso (tanto física y química) que podrían afectar la integridad del equipo, si no se controla adecuadamente. Ejemplos de los parámetros de proceso incluyen temperaturas, presiones, velocidades de fluido, pH, caudales, las tasas de químicos o de inyección de agua, los niveles de corrosión mandantes, la composición química, etc. parámetros de proceso clave para sobres que operan integridad deben ser identificar e implementar, límites superior e inferior establecidos, según sea necesario, y las desviaciones de estos límites deben ser señalado a la atención del personal de inspección / ingeniería. Especial atención a la integridad de monitoreo operativo sobres también deben ser proporcionados durante la creación de empresas, paros y alteraciones en el proceso significativos.

4.2 Tuberías Autorizado Inspector Calificación y Certificación Inspectores de tuberías autorizados deberán tener la formación y la experiencia de conformidad con el anexo A de esta inspección código. Inspectores de tuberías autorizados serán certificados de conformidad con las disposiciones del Anexo A. Siempre que el término inspector se utiliza en este código, se refiere a un inspector de tuberías autorizado. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API

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4.3 Responsabilidades 4.3.1 Organización propietario / usuario 4.3.1.1 Sistemas y Procedimientos Una organización propietario / usuario es responsable de desarrollar, documentar, implementar, ejecutar y evaluar sistemas de inspección de tuberías y procedimientos de inspección que se adapte a los requisitos de este código de inspección. Estas sistemas y procedimientos estarán contenidos en un sistema de gestión de la inspección de control de calidad / reparación y deberá incluir: a) organización y estructura para el personal de inspección de informes; b) la documentación y el mantenimiento de inspección y control de calidad los procedimientos; c) la documentación y la presentación de informes de inspección y resultados de pruebas; d) desarrollo y documentación de los planes de inspección; e) desarrollar y documentar las evaluaciones basadas en el riesgo; f) desarrollar y documentar los intervalos de inspección apropiados; g) la acción correctiva para inspección y prueba de los resultados; h) la auditoría interna para el cumplimiento del manual de inspección de control de calidad; i) la revisión y aprobación de planos, cálculos de diseño y especificaciones para reparaciones, alteraciones y reratings; j) asegurar que todos los requisitos jurisdiccionales para la inspección de tuberías, reparaciones, alteraciones y recalificación son continuamente reunió;

k) informar al inspector de tuberías autorizado ningún cambio de proceso que podría afectar a la integridad de las tuberías; l) requisitos de capacitación para el personal de inspección en relación con herramientas de inspección, técnicas y conocimientos técnicos base; m) controles necesarios para que sólo los soldadores y procedimientos calificados se utilizan para todas las reparaciones y alteraciones; n) controla necesario para que se utilizan personal y procedimientos sólo calificados NDE; o) controla necesario para que se utilizan sólo materiales que se ajusten a la sección correspondiente del Código ASME para reparaciones y alteraciones; p) controla necesario para que toda medida de inspección y equipos de prueba se mantengan adecuadamente y calibrada; q) controla necesario para que el trabajo de inspección o reparación contrato organizaciones cumplen la misma inspección requisitos que la organización propietario / usuario; r) los requisitos de auditoría interna para el sistema de control de calidad para los dispositivos de alivio de presión. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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16 API 570

4.3.1.2 MOC El propietario / usuario también es responsable de la implementación de un proceso de MOC eficaz que revisar y cambios de control al proceso y al hardware. Un proceso de MOC eficaz es vital para el éxito de cualquier integridad de tuberías programa de gestión con el fin de que el grupo de inspección será capaz de anticipar los cambios en la corrosión u otro las variables de deterioro y alteran el plan de inspección para dar cuenta de esos cambios. El proceso de MOC incluirá la materiales apropiados / experiencia de la corrosión y la experiencia con el fin de pronosticar con eficacia los cambios que podrían afectar la integridad de tuberías. El grupo de inspección debe estar involucrado en el proceso de aprobación de los cambios que puedan afectar a las tuberías integridad. Los cambios en el hardware y el proceso se incluirán en el proceso de MOC para asegurar su efectividad.

4.3.2 Las tuberías Ingeniero El ingeniero de la tubería es responsable al propietario / usuario de las actividades relacionadas con el diseño, revisión de ingeniería, calificación, análisis o evaluación de los sistemas de tuberías cubiertas por API 570.

Organización 4.3.3 Reparación Todas las reparaciones y modificaciones se llevarán a cabo por una organización de reparación. La organización de reparación será responsable ante el propietario / usuario y proporcionarán los materiales, equipos, control de calidad, y mano de obra necesaria para mantener y reparar los sistemas de tuberías de acuerdo con los requisitos de API 570.

4.3.4 Tubería Inspector Autorizado Cuando se llevan a cabo inspecciones, reparaciones o alteraciones en los sistemas de tuberías, un inspector de tuberías autorizado deberá responsable ante el propietario / usuario para determinar que los requisitos de API 570 sobre la inspección, el examen, la calidad seguridad y pruebas de que se cumplan. El inspector deberá participar directamente en las actividades de inspección, en la mayoría de los casos

requerirá actividades de campo para asegurar que se siguen los procedimientos. El inspector es también responsable de la ampliación de la alcance de la inspección (con una consulta adecuada con ingenieros / especialistas), cuando estén justificadas en función de la resultados de la inspección. Cuando se descubrieron las no conformidades, el inspector es responsable de notificar al propietario-usuario de una manera oportuna y haciendo reparaciones u otras recomendaciones de mitigación apropiadas. El inspector de tuberías autorizado podrá ser asistido en las inspecciones visuales rendimiento por otras debidamente capacitado y individuos cualificados, que pueden o no ser certificados inspectores de tuberías (por ejemplo, los examinadores y personal de operación). El personal que realiza las ECM deberán reunir los requisitos señalados en 4.3.5, pero no necesitan ser autorizada tuberías inspectores. Sin embargo, todos los resultados de los exámenes serán evaluados y aceptados por el inspector de tuberías autorizado.

4.3.5 Los examinadores 4.3.5.1 El examinador deberá realizar el ECM de acuerdo con los requisitos del trabajo. 4.3.5.2 El examinador no está obligado a obtener la certificación de conformidad con el Anexo A y no tiene por qué ser un empleado del propietario / usuario. El examinador deberá estar capacitado y competente en los procedimientos de END se utiliza y puede ser requerido por el propietario / usuario para demostrar la competencia mediante la celebración de certificaciones en esos procedimientos.Ejemplos de otras certificaciones que pueden ser necesarios incluyen ASNT SNT-TC-1A [1] , ASNT CP-189 [2] Y AWS QC1 [3]

.

4.3.5.3 El empleador de El examinador deberá mantener registros de certificación de los examinadores empleadas, incluidas las fechas y los resultados de las calificaciones del personal. Estos registros estarán a disposición del inspector. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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4.3.6 Otro Personal Funcionamiento, mantenimiento, ingeniería u otro personal que tienen conocimiento o pericia especial en relación con sistemas de tuberías particulares serán responsables de la notificación oportuna al inspector o un ingeniero de cuestiones que pueden afectar a la integridad de las tuberías tales como las siguientes: a) cualquier acción que requiere MOC; b) las operaciones fuera de los sobres que operan integridad definida; c) los cambios en la fuente de materia prima y otros fluidos de proceso; d) fallas de tuberías, acciones de reparación realizados e informes de análisis de fallas; e) los métodos de limpieza y descontaminación otros procedimientos de mantenimiento utilizados o que puedan afectar a las tuberías y la integridad del equipo; f) los informes de las experiencias que otras plantas han tenido con tuberías servicio similar y fallas en los equipos asociados; g) las condiciones inusuales que se pueden desarrollar (por ejemplo, ruidos, fugas, vibraciones, etc.).

5 de inspección, Prácticas de examen y pruebas de presión

5.1 Planes de Inspección 5.1.1 Desarrollo de un Plan de Inspección 5.1.1.1 Se establecerá un plan de inspección para todos los sistemas de tuberías en el ámbito de este código. La inspección plan será desarrollado por el inspector y / o ingeniero. Un especialista de la corrosión debe ser consultado cuando sea necesario para aclarar los mecanismos de daños potenciales y los lugares específicos donde puede ocurrir la degradación. Un especialista de la corrosión debe ser consultado cuando se desarrolla el plan de inspección de los sistemas de tuberías que operan a temperaturas elevadas [por encima de 750 ° F (400 ° C)] y la tubería sistemas que operan por debajo de la temperatura de transición de dúctil a frágil.

5.1.1.2 El plan de inspección se desarrolló a partir del análisis de varias fuentes de datos. Los sistemas de tuberías serán evaluadas en base a los tipos actuales o posibles de mecanismos de daño. Los métodos y el alcance de ECM serán evaluado para asegurar que puedan identificar adecuadamente el mecanismo de daño y la gravedad del daño. Exámenes será programada a intervalos que consideran el: a) el tipo de daño, b) la tasa de progresión del daño, c) la tolerancia del equipo para el tipo de daño, d) la capacidad del método de ECM para identificar el daño, e) intervalos máximos definidos en los códigos y normas, y f) el alcance de su examen. Además, se recomienda el uso de RBI (ver 5.2) en el desarrollo de los planes de inspección requeridos, y revisar historial de operaciones recientes y registros MOC que puedan afectar a los planes de inspección. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API


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18 API 570

5.1.1.3 El plan de inspección debe ser desarrollado utilizando las fuentes más apropiadas de información, incluidos los las referencias que figuran en la Sección 2. Los planes de inspección deberán ser revisados y modificados según sea necesario cuando las variables que pueden se identifican mecanismos de daño de impacto y / o las tasas de deterioro. Ver API 574 para obtener más información sobre la desarrollo de planes de inspección.

5.1.2 Contenido Mínimo de un Plan de Inspección El plan de inspección deberá contener las tareas de inspección y el calendario necesario para controlar el daño identificado mecanismos y aseguran la integridad de presión de los sistemas de tuberías. El plan debe: a) definir el tipo (s) de la inspección es necesario, por ejemplo, interna, externa, en funcionamiento (no intrusiva); b) identificar la próxima fecha de inspección para cada tipo de inspección; c) describir los métodos de inspección y las técnicas de END; d) describir la extensión y la ubicación de la inspección y el ECM en CMLs; e) describir los requisitos de limpieza de superficies necesarias para la inspección y exámenes para cada tipo de inspección; f) describen los requisitos de cualquier prueba de presión necesaria (por ejemplo, tipo de prueba, prueba de presión, temperatura de ensayo, y

duración); y g) Describir las reparaciones necesarias si se conoce o previamente planificada antes de la próxima inspección. Planes de inspección genéricos basados en los estándares y prácticas de la industria se pueden utilizar como punto de partida en el desarrollo de planes de inspección específicos. El plan de inspección puede o no puede existir en un solo documento, sin embargo el contenido de la plan debe ser fácilmente accesible desde los sistemas de datos de inspección.

5.1.3 Contenido adicional de un Plan de Inspección Los planes de inspección también pueden contener otros detalles para ayudar en la comprensión de los fundamentos del plan y en la ejecución de el plan. Algunos de estos detalles pueden incluir: a) la descripción de los tipos de daño esperado o con experiencia en los sistemas de tuberías; b) la definición de la localización del daño esperado; c) la definición de cualquier acceso especial, y la preparación necesaria.

5.2 RBI RBI se puede utilizar para determinar los intervalos de inspección y el tipo y extensión de los futuros de inspección / exámenes. Cuando el propietario / usuario decide realizar una evaluación RBI que deberá incluir una evaluación sistemática tanto de la probabilidad y la consecuencia asociada de fallo, de acuerdo con API 580. API 581 [4] detalles una impulsada metodología que tiene todos los elementos clave definidos en API 580. Identificar y evaluar los mecanismos de daño potencial, la condición del equipo actual y la eficacia de la inspecciones últimos son pasos importantes en la evaluación de la probabilidad de fallo de tuberías. La identificación y la evaluación de la fluido de proceso (s), posibles lesiones, daños ambientales, daños al equipo y tiempo muerto del equipo son

pasos importantes en la evaluación de las consecuencias de la falta de tuberías. La identificación de los sobres de integridad para operar clave variables de proceso es un complemento importante de RBI (ver 4.1). Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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Evaluación 5.2.1 Probabilidad La evaluación de la probabilidad se hará de acuerdo con API 580 y se basará en todas las formas de daño que pudiera razonablemente esperar que afectar a los equipos en cualquier servicio en particular. Ejemplos de esos mecanismos de daño son se muestra en la Tabla 1. Además, la eficacia de las prácticas de inspección, las herramientas y las técnicas utilizadas para la búsqueda de la se evaluarán los posibles mecanismos de daño. Otros factores que deben ser considerados en una evaluación de la probabilidad son: a) la idoneidad de los materiales de construcción; b) las condiciones de diseño de equipos, en relación con las condiciones de funcionamiento; c) adecuación de los códigos de diseño y estándares utilizados; d) la eficacia de los programas de monitoreo de la corrosión; e) la calidad de los programas de mantenimiento y de control de garantía de calidad / calidad de la inspección; f) los requisitos tanto de la retención de presión y estructurales; g) Las condiciones de funcionamiento tanto en el pasado y previstas. Tubería de datos de falla será información importante para esta evaluación al realizar una evaluación de la probabilidad.

Evaluación 5.2.2 Consecuencia La consecuencia de una liberación depende del tipo y la cantidad de fluido de proceso contenido en el equipo. los evaluación de las consecuencias debe estar de acuerdo con API 580 y tendrá en cuenta los incidentes potenciales que pueden ocurrir como resultado de la liberación de fluido, el tamaño de una posible liberación, y el tipo de un comunicado de potencial (incluye explosión, incendio, o exposición a tóxicos.) La evaluación también debe determinar los posibles resultados que pueden ocurrir como resultado de la liberación de fluido o daños en el equipo, que pueden incluir: efectos sobre la salud, el impacto ambiental, adicional daños en el equipo, y el tiempo de inactividad del proceso o desaceleración.

5.2.3 Documentación Es esencial que todas las evaluaciones RBI ser bien documentados de acuerdo con API 580 definiendo claramente toda la factores que contribuyen tanto a la probabilidad y la consecuencia de un fallo del equipo. Después se llevó a cabo una evaluación de RBI, los resultados pueden ser utilizados para establecer el plan de inspección de equipos y mejor definir lo siguiente: a) la inspección más apropiada y NDE métodos, herramientas y técnicas; b) el alcance de ECM (por ejemplo, el porcentaje de equipos para examinar); c) el intervalo para las inspecciones internas (en su caso), externos, y sobrecorriente; d) la necesidad de pruebas de presión después de haberse producido el daño o después de las reparaciones / alteraciones se han completado; e) la prevención y las medidas de mitigación para reducir la probabilidad y consecuencia de fallas en los equipos. (por ejemplo, reparaciones, cambios en el proceso, inhibidores, etc.). Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001


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20 API 570

5.2.4 Frecuencia de RBI Evaluaciones Cuando se utilizan las evaluaciones RBI para establecer intervalos de inspección de equipos, la evaluación se actualizará después de cada Inspección de los equipos como se define en la API de evaluación 580. El RBI también se actualizará cada proceso de tiempo o cambios de hardware se hacen o después de que ocurra cualquier evento que podría afectar significativamente las tasas de daños o daños mecanismos. Los intervalos máximos entre las evaluaciones RBI se describen en 6.3.2, Tabla 2.

5.3 Preparación para la Inspección 5.3.1 Generalidades Las medidas de seguridad se incluirán en la preparación de sistemas de tuberías para las actividades de inspección y mantenimiento de eliminar la exposición a fluidos peligrosos, fuentes de energía, y los riesgos físicos. Reglamentos [por ejemplo, los administrados por la Administración de Seguridad y Salud Ocupacional de Estados Unidos (OSHA)] gobernar muchos aspectos de los sistemas de tuberías inspección y se seguirá en su caso. Además, los procedimientos de seguridad del propietario / usuario se revisarán y seguido. Ver API 574 para más información sobre los aspectos de seguridad de inspección de tuberías. Procedimientos para la segregación de los sistemas de tuberías, instalación de persianas (espacios), y prueba de estanqueidad deben ser una parte integral

de las prácticas de seguridad para conexiones de brida. Se tomarán las precauciones de seguridad apropiadas antes de cualquier sistema de tuberías es abren y antes de realizar algunos tipos de inspección externa. En general, la sección de la tubería que se abre debe ser aislado de todas las fuentes de nocivos líquidos, gases o vapores y purgado para eliminar todo el aceite y tóxicos o gases y vapores inflamables.

5.3.2 Inspección Preparación Equipo Todas las herramientas, equipo y equipo de protección personal usado durante las tuberías de trabajo (es decir, la inspección, ECM, presión pruebas, reparaciones y reformas) deben ser revisados por los daños y / o operatividad antes de su uso. Equipos ECM y el equipo de la organización de reparación están sujetos a los requisitos de seguridad del propietario / usuario de los equipos eléctricos. Otros equipos que podrían ser necesarios para el acceso al sistema de tuberías, tales como tablones, andamios, y portátil escaleras, se debe comprobar la adecuación y seguridad antes de ser utilizados. Durante la preparación de sistemas de tuberías para la inspección, equipo de protección personal debe ser usado cuando sea necesario ya sea por los reglamentos, el propietario / usuario, o la organización de reparación.

5.3.3 Comunicación Antes de iniciar cualquier actividad de inspección y mantenimiento del sistema de tuberías (ECM, pruebas de presión, reparación o alteración) el personal debe obtener el permiso del personal operativo responsable de la tubería para trabajar en las proximidades. Cuando las personas se encuentran dentro de los sistemas de tuberías de gran tamaño, todas las personas que trabajan alrededor del equipo deben ser informados de que la gente está trabajando dentro de la tubería. Las personas que trabajan en el interior de la tubería deben ser informados cuando cualquier trabajo va que hacer en el exterior de la tubería.

5.3.4 Entrada de tuberías Antes de entrar en la tubería grande, el sistema de tuberías deberá estar aislado de todas las fuentes de líquidos, gases, vapores, radiación, electricidad, mecánica y otras fuentes de energía. El sistema de tuberías se debe drenar, purgar, limpiar, ventilado, gas probado y bloqueado / etiquetado antes de su inscripción. Procedimientos para asegurar la ventilación de seguridad continua y precauciones para garantizar la seguridad de evacuación de salida / de emergencia de personal del sistema de tuberías deben ser claramente comunicadas a todos los involucrados. La documentación de estos precauciones se requiere antes de cualquier entrada del sistema de tuberías. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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SERVICIO yo NSPECCIÓN ,R CIONES ,R Epair , Y LA LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 21 Antes de entrar en los sistemas de tuberías, las personas deberán obtener el permiso del personal de operación responsables. Dónde necesaria para la entrada en espacios confinados, equipo de protección personal deberá ser usado que proteger a los individuos de riesgos específicos que puedan existir en el sistema de tuberías.

5.3.5 Registros de la opinión Antes de realizar cualquiera de las inspecciones requeridas, los inspectores deberán familiarizarse con la historia previa de la sistema de tuberías de las que son responsables. En particular, se deben revisar la inspección previo del sistema de tuberías resultados, reparaciones anteriores, el plan de inspección actual, y / o otras inspecciones de servicios similares. Además, es aconsejable conocer la historia reciente de operación que pueda afectar el plan de inspección. Los tipos de modos de daños y las fallas

experimentado por los sistemas de tuberías están dentro de API 571 [5] y API 579 a 1 / ASME FFS-1.

5.4 Inspección de tipos y ubicaciones de los modos de Daños del deterioro y ruptura 5.4.1 Equipo Tipos de Daños 5.4.1.1 Los sistemas de tuberías son susceptibles a diversos tipos de daños por varios mecanismos de daño. Típico tipos de daño y mecanismos se muestran en la Tabla 1.

5.4.1.2 La presencia o potencial de daños en el equipo depende de su material de construcción, diseño, construcción, y las condiciones de funcionamiento. El inspector debe estar familiarizado con estas condiciones y con las causas y las características de los defectos potenciales y mecanismos de daño asociados con el equipo que se inspeccionan.

Tabla 1-Algunos Tipos y mecanismos de tuberías Daños típicos Tipo de daños Mecanismo de Daños Pérdida general y local de metal Sulfuración Oxidación Corrosión influenciada microbiológicamente La corrosión por ácido orgánico Erosión / erosión y corrosión Corrosión galvánica CUI Agrietamiento de la superficie conectada Fatiga Estrés cáustica agrietamiento por corrosión bajo

Estrés Sulfuro de craqueo Cloruro agrietamiento por corrosión bajo tensión Ácido Polythionic corrosión bajo tensión Otras formas de agrietamiento ambiental Agrietamiento del subsuelo El hidrógeno agrietamiento inducido Microfisuración / micro-huecos formación Ataque de hidrógeno de alta temperatura Fluencia Cambios metalúrgicos Grafitización Fragilización Temper Ampollas Ampollas de hidrógeno Cambios dimensionales Fluencia y la tensión de ruptura Térmica Propiedades de los materiales cambios Fractura por fragilidad NOTA API 571 tiene una lista mucho más completa y descripción de los daños mecanismos con experiencia en la industria de refinación y petroquímica. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT

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22 API 570

5.4.1.3 La información detallada referente a mecanismos de daño comunes (factores críticos, apariencia, y típico inspección y técnicas de monitorización) se encuentra en API 571 [5] y otras fuentes de información sobre el daño mecanismos incluidos en la bibliografía. Prácticas de inspección recomendadas adicionales para tipos específicos de daños mecanismos se describen en API 574 [7] .

5.4.2 Áreas de deterioro de los sistemas de tuberías Cada propietario / usuario deberá proporcionar una atención específica a la necesidad de la inspección de los sistemas de tuberías que son susceptibles de los siguientes tipos y áreas de deterioro específicas: a) los puntos de inyección y mezclar puntos, b) deadlegs, c) CUI, d) interfaces de aire del suelo, e) específica de servicio y la corrosión localizada, f) la erosión y la corrosión / erosión, g) agrietamiento ambiental, h) la corrosión por debajo de revestimientos y depósitos,

i) agrietamiento por fatiga, j) fluencia grietas, k) la fractura por fragilidad, l) los daños por congelación, m) punto de contacto a la corrosión. Consulte la API 571 y API 574 para obtener información más detallada acerca de los tipos indicados anteriormente y áreas de deterioro.

5.5 Tipos Generales de Inspección y Vigilancia Los diferentes tipos de inspección y vigilancia sean adecuados en función de las circunstancias y el sistema de tuberías (ver nota). Estos incluyen los siguientes: a) inspección visual interna, b) en funcionamiento inspección, c) Inspección de espesor de medición, d) inspección visual externa, e) inspección CUI, f) vibración de inspección de tuberías, Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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P Iping

yo NSPECCIÓN C ODE : YO N SERVICIO yo NSPECCIÓN ,R CIONES ,R Epair , Y LA LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 23 g) inspección suplementaria, h) la inyección de inspección punto. NOTA Consulte la Sección 6 de intervalo / frecuencia y el alcance de la inspección. Las imperfecciones detectadas durante las inspecciones y

exámenes deben caracterizarse, tamaño, y evaluados por la Sección 7.

5.5.1 Inspección visual interna Inspecciones visuales internas no se realizan normalmente en las tuberías. Cuando sea posible y práctico, interna visual inspecciones pueden ser programadas para sistemas tales como líneas de gran diámetro de transferencia, ductos, líneas de catalizador, u otro a gran sistemas de tuberías de diámetro. Estas inspecciones son de naturaleza similar a las inspecciones de recipientes a presión y debe ser llevado a cabo con los métodos y procedimientos similares a los descritos en API 510 y API 574. inspección visual remota técnicas pueden ser útiles al inspeccionar la tubería demasiado pequeña para entrar. Se proporciona una oportunidad adicional para la inspección interna cuando se desconectan las bridas de tuberías, lo visual la inspección de las superficies internas con o sin el uso de ECM. Extracción de una sección de la tubería y la división a lo largo de su central también permite el acceso a las superficies internas en que haya necesidad de dicha inspección.

5.5.2 El flujo de Inspección La inspección en funcionamiento puede ser requerido por el plan de inspección. Todas las inspecciones sobre corriente deben ser realizadas por ya sea un inspector o examinador. Todos los trabajos de inspección en funcionamiento realizada por un examinador estará autorizado y aprobado por el inspector. Cuando en funcionamiento se especifican las inspecciones inspecciones de la barrera de presión, deberán ser diseñado para detectar los mecanismos de daño identificados en el plan de inspección. La inspección puede incluir varias técnicas de END para comprobar si hay varios tipos de daños. Las técnicas utilizadas utilizadas en situ inspecciones de flujo son elegidos por su capacidad de identificar mecanismos de daño en particular desde el exterior y de su capacidades para llevar a cabo en las condiciones de flujo del sistema de tubería (por ejemplo, temperaturas temperaturas de metal). La externa

inspección de medición de espesores se describe en 5.5.3 a continuación puede ser parte parte de una inspección inspección en funcionamiento funcionamiento.. API 574 proporciona más información sobre la inspección del sistema de tuberías y se debe utilizar cuando se realiza en funcionamiento inspecciones de tuberías.

5.5.3 Medición de espesor de Inspección Las mediciones de espesores se obtienen para verificar el espesor de componentes componentes de tuberías. Estos datos son utilizados para calcular la tasas de corrosión y la vida restante del sistema de tuberías. Las mediciones mediciones de espesores se obtendrán por el inspector o el examinador en la dirección del inspector. El propietario / usuario deberá garantizar que todas las personas la realización de espesor mediciones están capacitados y calificados de conformidad con el procedimiento procedimiento aplicable aplicable utilizado utilizado durante durante el examen. examen. Normalmente Normalmente se toman mediciones mediciones de espesor, mientras que que la tubería tubería está en funcionamiento. On-corriente de monitorización espesor es un buen herramienta para el monitoreo de la corrosión y la evaluación de posibles daños debido al proceso o cambios operativos. El inspector debe consultar con un especialista en corrosión cuando la velocidad de corrosión de corto plazo cambia significativamente de la tasa identificado anterior para determinar la causa. Las respuesta r espuestass apropiadas a las tasas de corrosión acelerada puede incluir, lecturas adicionales de espesor, exploraciones UT en zonas sospechosas, control de la corrosión / proceso, revisiones del tuberías plan de inspección y hacer frente a las no conformidades. conformidades.

5.5.4 Externa Inspección Visual Una inspección visual externa se realiza para determinar la condición de la parte exterior exterior del sistema sistema de tuberías, tuberías, aislamiento, aislamiento, pintura y recubrimiento recubrimiento de sistemas sistemas y hardware hardware asociado; asociado; y para verificar verificar si hay signos de desalineación, vibración y fugas.Cuando la acumulación de productos de corrosión se observa en el soporte de la tubería áreas de contacto, puede ser necesario para levantar la tubería fuera

Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, reventa, 09/26/2010 09/26/2010 03:03:05 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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24 API 570 tales soportes para la inspección. Al levantar la tubería que se encuentra en funcionamiento, un cuidado especial debe ser ejercido y consulta con un ingeniero puede ser necesario. En lugar de o complementaria a la tubería de elevación, métodos ECM apropiados (por ejemplo, onda guiada EMAT cordero de onda) puede ser utilizado. Inspecciones de tuberías externas se pueden hacer cuando el sistema de tuberías es inservicio. Consulte la API 574 para obtener información sobre la realización de las inspecciones externas. Inspecciones de tuberías externas pueden incluir inspecciones por CUI 5.5.6. Inspecciones externas deberán incluir encuestas para la condición de perchas de tuberías y soportes. Los casos de grietas o perchas rotas, rotas, "tocar fondo" fondo" de los los soportes de la primavera, primavera, los zapatos zapatos de apoyo desplazados desplazados de miembros de soporte u otro condiciones de retención indebidas serán reportados y corregidos. Soporte vertical piernas ficticias también se comprobarán a confirman que no han llenado de agua que está causando corrosión externa de la tubería de presión o interna la corrosión de la pata de apoyo. Soporte horizontal piernas ficticias también deberán ser evaluados para determinar ese ligero desplazamientos de la horizontal no están causando trampas de humedad contra la superficie externa de la tubería activo

componentes. Juntas de expansión de fuelle deben ser inspeccionados visualmente para detectar deformaciones inusuales, desalineación o desplazamientos que podrá exceder de diseño. Componentes de tuberías no estándar (por ejemplo, mangueras flexibles) pueden tener diferentes mecanismos de degradación. Ingenieros especialistas o fuentes de datos del fabricante pueden necesitar ser consultado en el desarrollo de planes de inspección válidos para estos componentes. El inspector debe examinar el sistema de tuberías para detectar la presencia de cualquier modificación de campo o no reparaciones temporales previamente registrado en los dibujos de tuberías y / o registros. El inspector también debe estar alerta ante la presencia de cualquier componentes que pueden ser inadecuados para la operación a largo plazo, tales como bridas impropias, reparaciones temporales (pinzas), modificaciones (mangueras flexibles), o válvulas de especificación incorrecta. Componentes roscados y otro carrete embridado piezas que se pueden quitar fácilmente y reinstalado merecen especial atención debido a su mayor potencial para instalación de materiales de construcción incorrectas. La inspección externa periódica se pide en 6.4 normalmente debe ser realizada por el inspector, quien también será responsable de mantenimiento de registros y la inspección de reparación. Personal de operación o de mantenimiento calificados también pueden llevar a cabo inspecciones externas, cuando sean aceptables para el inspector. En tales casos, las personas la realización de tuberías externas inspecciones de conformidad con API 570 serán calificados a través de una cantidad apropiada de entrenamiento. Además de estas inspecciones externas programadas que se documentan en los registros de inspección, es beneficioso para la personal que frecuentan la zona reportar el deterioro o cambios al inspector (ver API 574 para ver ejemplos de dicho deterioro).

5.5.5 Inspección Externa del Equipo Enterrado Tuberías enterradas deberán ser inspeccionados para determinar su estado de la superficie externa. El intervalo de inspección externa será basándose en la información obtenida velocidad de corrosión: a) durante la actividad de mantenimiento sobre la conexión de la tubería de material similar; b) a partir del examen periódico de manera similar enterrados cupones de prueba de corrosión de un material similar; c) a partir de porciones representativas de la tubería real; d) de tuberías enterradas en circunstancias similares; e) de los dispositivos de vigilancia espesor instalados de forma permanente; f) de las inspecciones llevadas a cabo con el equipo visual remota, si es posible; o g) a partir de los resultados de los estudios de protección catódica. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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Inspección 5.5.6 CUI Inspección para la CUI se considerará para la tubería externamente aislada en áreas o rangos de temperatura que son susceptibles a la CUI se muestra como se indica en API 574. inspecciones CUI puede llevarse a cabo como parte de la externa inspección. Si se encuentra algún daño CUI durante controles sobre el terreno, el inspector debe inspeccionar otras zonas sensibles de la equipo. Aunque el aislamiento externo puede parecer estar en buenas condiciones, daños CUI todavía puede estar ocurriendo. Inspección CUI

puede requerir la extirpación de parte o la totalidad de aislamiento. Si revestimientos externos están en buenas condiciones y no hay razón para daño sospechoso detrás de ellos, no es necesario eliminarlos para la inspección del equipo. Daños CUI es a menudo bastante insidiosa ya que puede ocurrir en zonas en las que parece poco probable. Consideraciones para la eliminación de aislamiento no se limitan a, pero incluyen: a) historia de CUI para el sistema de tuberías específico o sistemas de tuberías comparables; b) la condición visual de la cubierta externa y el aislamiento; c) la prueba de fugas de fluido (por ejemplo, manchas o vapores); d) si los sistemas de tuberías están en servicio intermitente; e) la condición / estado de la capa externa, si se conoce; f) evidencia de áreas con aislamiento húmedo; g) el tipo de aislamiento utilizado y si se sabe que el aislamiento de absorber y retener agua.

Vigilancia 5.5.7 vibrante Tubería y Línea Movimiento Personal de operación deben informar vibratoria o balanceándose tubería para el personal de ingeniería o de inspección para la evaluación. Evidencia de los movimientos de línea significativos que podrían haber resultado de martillo líquida, de slugging de líquido en líneas de vapor, o debe ser reportado dilatación térmica anormal. En los lugares en los sistemas de tuberías que vibran son restringidos para resistir esfuerzos dinámicos de tubería (por ejemplo, en los zapatos, anclas, guías, puntales, amortiguadores, suspensiones), MT periódica o PT deben ser considerado para comprobar la aparición de agrietamiento por fatiga. Conexiones secundarias deberán recibir una atención especial sobre todo tuberías sin soporte lateral pequeño orificio conectado a vibrar tubería.

5.5.8 Inspección Suplementario

Otras inspecciones se pueden programar según sea apropiado o necesario. Ejemplos de tales inspecciones incluyen el uso periódico de la radiografía y / o la termografía para detectar ensuciamiento o taponamiento interno, la termografía para detectar puntos calientes en sistemas de revestimiento refractario, inspecciones adicionales después de los trastornos de la unidad proceso reportados, verificando los datos medidos previamente la precisión, la inspección de agrietamiento del medio ambiente, y cualquier otro mecanismo de daño específico de tuberías. Acústica emisión, detección de fugas acústica, y la termografía se pueden utilizar para la detección de fugas a distancia y vigilancia. Áreas susceptibles a la erosión localizada o la erosión-corrosión debe inspeccionarse mediante inspección visual interna si es posible o mediante el uso de la radiografía. Escaneo de las zonas con UT es también una buena técnica y se debe utilizar si la línea es más grande que NPS 12.

5.5.9 Inyección Punto de Inspección Puntos de inyección son a veces sujetos a corrosión acelerada o localizada del funcionamiento normal o anormal condiciones. Los que son pueden ser tratados como circuitos de inspección independientes, y estas áreas necesitan ser inspeccionados a fondo en un horario regular. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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API 570 Cuando se designa un circuito de punto de inyección para los fines de inspección, el límite aguas arriba de la recomendada circuito de punto de inyección es un mínimo de 12 pulg. (300 mm) o tres diámetros de tubería aguas arriba del punto de inyección, lo que sea mayor. El límite recomendado aguas abajo del circuito de punto de inyección es el segundo cambio en el flujo dirección más allá del punto de inyección, o 25 pies (7,6 m) más allá del primer cambio en la dirección del flujo, lo que sea menor. En algunos casos, pueden ser más apropiados para extender este circuito a la siguiente pieza de equipos a presión, como se muestra en la Figura 1. La selección de los puntos de medición de espesores (TMLS) dentro de los circuitos de punto de inyección sujetas a corrosión localizada debe ser de acuerdo con las siguientes pautas: a) establecer TMLS sobre los accesorios apropiados dentro del circuito de punto de inyección, b) establecer TMLS en la pared de la tubería en el lugar del esperado choque pared de la tubería de fluido inyectado, c) establecer TMLS en puntos intermedios a lo largo de la tubería recta ya dentro del circuito de punto de inyección puede ser requerido, d) establecer TMLS tanto a los límites anteriores y posteriores del circuito de punto de inyección.

Figura 1-Inyección Típico Point Piping Circuito o 12 in.minimum lo que sea mayor Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS

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27 Los métodos preferidos de la inspección de los puntos de inyección son la radiografía y / o UT, según proceda, para establecer la espesor mínimo en cada TML. Cerrar mediciones ultrasónicas rejilla o de exploración se pueden utilizar, siempre y cuando temperaturas son apropiadas. Para algunas aplicaciones, es beneficioso para eliminar carretes de tuberías para facilitar una inspección visual de la superficie interior. Sin embargo, todavía se requerirán las mediciones de espesores para determinar el espesor restante. Durante las inspecciones periódicas programadas, más extensa inspección debe ser aplicado a un área que comienza el 12 de. (300 mm) aguas arriba de la boquilla de inyección y continuando durante al menos diez diámetros de tubería aguas abajo de la inyección punto. Además, medir y registrar el espesor en todos los TMLS dentro del circuito punto de inyección.

5.6 CMLs 5.6.1 Generalidades CMLs son áreas específicas a lo largo del circuito de tuberías donde las inspecciones se van a realizar. La naturaleza de la CML varía de acuerdo con su ubicación en el sistema de tuberías. La selección de CMLs considerará la posibilidad de localizada la corrosión y específico del servicio a la corrosión como se describe en API 574 y API 571. Ejemplos de diferentes tipos de CMLs incluir localizaciones para la medición de espesores, ubicaciones de agrietamiento por tensión exámenes, lugares para CUI y lugares para alta temperatura exámenes de ataque por hidrógeno.

5.6.2 LMC Monitoreo Cada sistema de tuberías se controlará al CML. Circuitos de tuberías con altas consecuencias potenciales de fallo debe ocurrir y los que están sujetos a mayores velocidades de corrosión o corrosión localizada normalmente tendrá más CMLs y estar

monitoreado más frecuentemente. CMLs deben distribuirse adecuadamente a través de cada circuito de tuberías. CMLs pueden estar elimina o se reduce el número bajo ciertas circunstancias, tales como planta de olefinas lado frío tuberías, anhidro tuberías de amoníaco, producto de hidrocarburos no corrosivo limpio, o la tubería de alta aleación para la pureza del producto. En circunstancias donde CMLs se reducen o eliminan sustancialmente, personas con conocimientos en la corrosión deben ser consultados. El espesor mínimo en cada CML puede ser localizado por la exploración ultrasónica o la radiografía. Electromagnética técnicas también pueden utilizarse para identificar las áreas delgadas que pueden entonces ser medidos por UT o la radiografía. Cuando logrado con UT, la exploración consiste en tomar varias mediciones de espesor en la LMC en busca de adelgazamiento localizado. La lectura más fina o un promedio de varias lecturas de medición tomada dentro del área de un punto de inspección se registrará y se utiliza para calcular las tasas de corrosión, vida restante, y la próxima fecha de inspección de conformidad con la Sección 7. En su caso, la medición de espesores deberían incluir mediciones en cada uno de los cuatro cuadrantes de la tubería y accesorios, con especial atención a la radio interior y el exterior de los codos y tees donde la corrosión / erosión podría aumentar las tasas de corrosión. Como mínimo, se deben registrar la lectura más delgado y su ubicación. La velocidad de corrosión / el daño se determinará a partir de mediciones sucesivas y el siguiente intervalo de inspección adecuada establecida. Las tasas de corrosión, los intervalos de la vida y la próxima inspección restantes deben calcularse para determinar la limitando componente de cada circuito de tuberías. CMLs deben establecer para las zonas con CUI continua, la corrosión en las interfaces S / A, o en otros lugares de potencial localizada a la corrosión, así como para, la corrosión uniforme general.

CMLs deben ser marcados en los planos de inspección y en el sistema de tuberías para permitir mediciones repetitivas en el mismas CMLs. Este procedimiento de grabación proporciona datos para la determinación de la velocidad de corrosión más precisa. La tasa de corrosión / daños se determinará a partir de mediciones sucesivas y el siguiente intervalo de inspección adecuada establecido sobre la base de la vida útil restante o el análisis de RBI. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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5.6.3 LMC Selección Al seleccionar o ajustar el número y la ubicación de CML, el inspector debe tener en cuenta los patrones de la corrosión que se espera y se han experimentado en la unidad de proceso. La decisión sobre el tipo, número y ubicación de los CMLs debe considerar los resultados de inspecciones anteriores, los patrones de la corrosión y los daños que son esperado y la posible consecuencia de la pérdida de contención. CMLs deben distribuirse apropiadamente durante el sistema de tuberías para proporcionar la cobertura de un seguimiento adecuado de los componentes principales y boquillas. Las mediciones de espesores en CMLs están destinadas a establecer las velocidades de corrosión generales y localizados en diferentes secciones de los circuitos de tuberías. LA

número mínimo de CML son aceptables cuando la velocidad de corrosión establecido es baja y la corrosión no está traducido. Un número de procesos de corrosión comunes a las unidades de refino y petroquímica son relativamente uniformes en la naturaleza, resultando en una tasa bastante constante de la reducción de pared de la tubería independiente de la ubicación dentro del circuito de tuberías, ya sea axialmente o circunferencialmente. Ejemplos de tales fenómenos de corrosión incluyen la corrosión de azufre de alta temperatura y el agua agria corrosión (siempre que las velocidades no son tan altos como para causar corrosión local / erosión de los codos, tees, y otros similares artículos). En estas situaciones, el número de CMLs necesarios para supervisar un circuito será menos de los necesarios para circuitos monitores sujetos a la pérdida de metal más localizada. En teoría, un circuito sujeto a la corrosión podría ser perfectamente uniforme supervisado adecuadamente con una sola LMC. En realidad, la corrosión no es verdaderamente uniforme y, de hecho, puede ser muy localizada, por lo que se pueden requerir CMLs adicionales. Los inspectores deben utilizar sus conocimientos (y la de otros) de la unidad de proceso para optimizar la selección CML para cada circuito, equilibrar el esfuerzo de recopilar los datos con los beneficios proporcionados por el datos. Más CMLs deben seleccionarse para sistemas de tuberías con cualquiera de las siguientes características: a) un mayor potencial para la creación de una seguridad o emergencia ambiental en el caso de una fuga; b) las tasas de corrosión más alta esperados o experimentado; c) mayor potencial de corrosión localizada; d) una mayor complejidad en cuanto a accesorios, ramas, deadlegs, puntos de inyección, y otros artículos similares; e) mayor potencial de CUI. Menos CMLs se pueden seleccionar para sistemas de tuberías con cualquiera de las tres características siguientes:

a) bajo potencial para la creación de una seguridad o emergencia ambiental en el caso de una fuga; b) los sistemas de tuberías relativamente no corrosivos; c) de largo, de destilación directa los sistemas de tuberías. CMLs pueden ser eliminados para sistemas de tuberías con cualquiera de las siguientes características: a) muy bajo potencial para la creación de una seguridad o emergencia ambiental en el caso de una fuga; b) Los sistemas no corrosivos, como lo demuestra la historia o servicio similar; y c) los sistemas que no están sujetas a los cambios que podrían causar la corrosión, como lo demuestra la historia y / o exámenes periódicos. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,`

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SERVICIO yo NSPECCIÓN ,R CIONES ,R Epair , Y LA LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 29 Cada CML debe tener al menos uno o más puntos de examen identificados. Ejemplos incluyen: - Lugares marcados en la tubería sin aislamiento utilizando plantillas de pintura, plantillas de metal, o pegatinas; - Agujeros en el aislamiento y tapados con tapas; - Aislamiento temporal cubre de grifería boquillas, etc .; - Isométricos o documentos que muestran CMLs; - Los dispositivos de identificación por radiofrecuencia (RFID). La identificación cuidadosa de los puntos CMLs y de examen son necesarios para mejorar la exactitud y repetibilidad de la datos. Especialistas de corrosión deben ser consultados acerca de la colocación apropiada y el número de CML para sistemas de tuberías

susceptibles a la corrosión o formación de grietas localizada, o en circunstancias en CMLs se reducirá sustancialmente o eliminado.

5.7 Métodos de monitoreo de condición 5.7.1 UT y RT ASME BPVC Sección V, artículo 23, y la Sección SE-797 proporcionan una guía para la realización de espesor por ultrasonidos mediciones. Se prefieren las técnicas radiográficas perfil para diámetros de tubería de NPS 1 y más pequeño. Ultrasonidos mediciones de espesor tomadas en pequeño tubo diámetro más pequeño (NPS 2 y por debajo) pueden requerir equipo especializado (por ejemplo, transductores miniatura y / o zapatos curvas, así como bloques de calibración específica diámetro). Perfil radiográfica técnicas pueden ser utilizadas para la localización de las zonas que han de medirse, particularmente en sistemas aislados o donde no uniforme o se sospecha la corrosión localizada. Cuando sea práctico, UT entonces se puede usar para obtener el espesor real de las áreas a grabar. Tras las lecturas ultrasónicas en CML, la reparación adecuada de aislamiento y el aislamiento de revestimiento clima es recomendada para reducir el potencial de CUI. Técnicas perfil radiográficos, que no requieren la eliminación aislamiento, se puede considerar como una alternativa. Ver API 574 para obtener información adicional sobre el seguimiento de espesor métodos para tuberías. Cuando la corrosión en un sistema de tuberías no es uniforme o el espesor restante se está acercando requiere el mínimo de espesor, se puede requerir de medición de espesor adicional. Radiografía o escáner de ultrasonidos son los preferidos métodos en tales casos. Cuando las mediciones ultrasónicas se toman por encima de 150 ° F (65 ° C), instrumentos, acopladores y procedimientos deben ser utilizado que se traducirá en mediciones exactas a las temperaturas más altas. Si el procedimiento no compensa

temperaturas más altas, las mediciones deben ser ajustados por el factor de corrección de la temperatura apropiada. Los inspectores deben ser conscientes de las posibles fuentes de errores de medición y hacer todo lo posible para eliminar su ocurrencia. Como regla general, cada una de las técnicas NDE tendrá límites prácticos con respecto a la precisión. Factores que pueden contribuir a la reducción de precisión de las mediciones ultrasónicas incluyen lo siguiente: a) la calibración del instrumento inadecuado; b) revestimientos o escala externas; c) la rugosidad superficial significativa; d) de oscilación de la sonda (en la superficie curvada); Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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30 API 570 e) defectos de material del subsuelo, tales como laminaciones; f) efectos de la temperatura [a temperaturas superiores a 150 ° F (65 ° C)]; g) La resolución inadecuada en las pantallas del detector; h) espesores de menos de 1 /

8 en (3,2 mm) para medidores típicos de espesor digitales.; i) de acoplamiento incorrecto de la sonda a la superficie (demasiado o demasiado poco acoplante). Además, debe tenerse en cuenta que el patrón de la corrosión puede ser no uniforme. Para las determinaciones de la tasa de corrosión para ser válido, es importante que las mediciones en el punto más delgado repetirse lo más estrechamente posible a la misma localización. Por otra parte, la lectura mínima o un promedio de varias lecturas en un punto de examen pueden ser considerado. Cuando los sistemas de tuberías están fuera de servicio, las mediciones de espesores se pueden tomar a través de aberturas usando calibres. Los calibradores son útiles para determinar espesores aproximados de fundición, forja, y cuerpos de válvulas, así como a cielo aproximaciones profundidad de CUI en el tubo. Dispositivos de medición de profundidad de la picadura también se pueden usar para determinar la profundidad de la pérdida de metal localizado.

5.7.2 Otras técnicas de END para Piping Systems Además de la supervisión de espesor, otras técnicas de examen pueden ser apropiados para identificar o monitor para otra determinados tipos de mecanismos de daño. En la selección de la técnica (s) para utilizar durante la inspección de tuberías, la posible tipos de daño para cada circuito de tuberías deben ser tomados en consideración. El inspector debe consultar con un especialista en corrosión o un ingeniero para ayudar a definir el tipo de daño, la técnica ECM y el alcance de su examen. API 571 [5] También contiene algunas orientaciones generales sobre técnicas de inspección que sean apropiados para diferentes daños

mecanismos. Ejemplos de técnicas de END que pueden ser de utilidad son los siguientes. a) el examen de partículas magnéticas en busca de grietas y otras discontinuidades lineales que se extienden a la superficie del material en materiales ferromagnéticos. ASME BPVC, Sección V, Artículo 7 [8] , Proporciona orientación sobre la realización de MT examen. b) el examen penetrante líquido para grietas, porosidad, que describen o agujeros de los pasadores que se extienden a la superficie del material y para delinear otras imperfecciones de la superficie, especialmente en materiales no magnéticos. ASME BPVC, Sección V, Artículo 6 [8] , Proporciona orientación sobre la realización de un examen PT. c) RT para la detección de imperfecciones internas tales como la porosidad, inclusiones de escoria de soldadura, grietas, y el grosor de componentes. ASME BPVC, Sección V [8] , El artículo 2, proporciona orientación sobre la realización de RT. d) la detección de defectos por ultrasonidos para detectar grietas de rotura internos y superficiales y otras discontinuidades alargadas. ASME BPVC, Sección V, artículo 4, del artículo 5, y el artículo 23 [8] , Proporcionar orientación sobre la realización de UT. e) La alternancia técnica de examen pérdida de flujo de corriente para detectar grietas sin precedentes de la superficie y alargada discontinuidades. f) Eddy examen actual para detectar la pérdida localizada de metal, grietas y discontinuidades alargadas. ASME BPVC,

Sección V, Artículo 8 [8] , Proporciona orientación sobre la realización de un examen de corrientes parásitas. g) El campo de replicación metalográfico para la identificación de cambios metalúrgicos. h) el examen de emisión acústica para detectar defectos estructurales significativos. ASME BPVC, Sección V, Artículo 11 y el artículo 12 [8] , Proporciona orientación sobre la realización de un examen de emisión acústica. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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SERVICIO yo NSPECCIÓN ,R CIONES ,R Epair , Y LA LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 31 i) La termografía para determinar la temperatura de los componentes. j) de fugas de pruebas para la detección de defectos a través de espesor. ASME BPVC Sección V, Artículo 10 [8] , Proporciona orientación sobre la realización de pruebas de fugas. k) UT de largo alcance para la detección de la pérdida de metal.

5.7.3 Preparación de la superficie de ECM Preparación de la superficie adecuada es importante para el examen visual adecuada y para la aplicación satisfactoria de la mayoría métodos de examen, tales como los mencionados anteriormente. El tipo de preparación de la superficie requerida depende de la

circunstancias individuales y técnica ECM, pero las preparaciones de superficie, tales como cepillo de alambre, explosiones, astillado, molienda, o una combinación de estas preparaciones puede ser requerido. El asesoramiento de especialistas NDE puede ser necesaria con el fin de seleccionar y aplicar la preparación de la superficie adecuada para cada técnica ECM individual.

5.7.4 UT Shear Wave Examinadores El propietario / usuario deberá especificar cizalla UT examinadores de onda de la industria calificada cuando el propietario / usuario requiere el siguiendo: a) detección de la superficie interior (ID) romper al inspeccionar defectos de la superficie exterior (OD); o b) la detección, caracterización, y / o a través de la pared dimensionamiento de defectos. Ejemplos de aplicación para el uso de cizalla UT examinadores de onda de la industria calificada incluyen la detección y dimensionamiento cepilladora defectos de la superficie externa y la recopilación de datos para las evaluaciones de aptitud para el servicio.

Prueba 5.8 Presión de Piping Systems General Las pruebas de presión normalmente no se llevan a cabo como parte de una inspección de rutina (véase 8.2.6 para los requisitos de las pruebas de presión para reparaciones, alteraciones y re-calificación). Las excepciones a esto son los requisitos de la Guardia Costera de Estados Unidos desde hace más de agua tuberías y los requisitos de las jurisdicciones locales, después de soldar alteraciones o cuando especificado por el inspector o tuberías ingeniero. Cuando se llevan a cabo, las pruebas de presión se llevarán a cabo de conformidad con los requisitos de ASME B31.3. Consideraciones adicionales para la prueba de presión se proporcionan en API 574, API quinientos setenta y nueve-uno / ASME FFS-1 y ASME PCC-2. Pruebas de presión más baja, que se utilizan solamente para la estanqueidad de los sistemas de tuberías, pueden llevarse a cabo a presiones designado por el propietario / usuario.

Las pruebas de presión se realizan normalmente en un circuito de tuberías entero. Sin embargo, en su práctica, pruebas de presión de componentes individuales / secciones se pueden realizar en lugar de la totalidad de circuito (por ejemplo, una sección de reemplazo de la tubería). Un ingeniero debe ser consultado cuando una prueba de presión de tuberías componentes / secciones se va a realizar (incluyendo el uso de los dispositivos de aislamiento) para asegurarse de que es adecuado para el propósito previsto. Cuando se requiere una prueba de presión, que se llevará a cabo después de cualquier tratamiento térmico. Antes de aplicar una prueba hidrostática, la estructuras y bases de apoyo de diseño debe ser revisada por una ingeniero para asegurar que sean adecuados para la carga hidrostática. NOTA El propietario / usuario es advertido para evitar exceder el 90% de los SMYS para el material a la temperatura de ensayo y en especial para los equipos utilizados en el servicio de temperatura elevada. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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32 API 570

Fluid 5.8.1 Prueba El fluido de ensayo debe ser agua a menos que exista la posibilidad de daño debido a la congelación u otros efectos adversos de

agua en el sistema de tuberías o el proceso o menos que el agua de ensayo se contaminará y su eliminación se presentan problemas ambientales. En cualquier caso, se puede utilizar otro líquido no tóxico adecuado. Si el líquido es inflamable, su punto de inflamación deberá ser de al menos 120 ° F (49 ° C) o más, y se tendrá en cuenta a los efectos de el entorno de prueba en el fluido de ensayo. Tubería fabricada o que tienen componentes de acero inoxidable de la serie 300 se debe hydrotested con una solución hecha de agua potable (ver nota), el agua o el vapor / desmineralizada condensado de-ionizada con un cloruro total concentración (no concentración de cloro libre) de menos de 50 ppm. NOTA El agua potable en este contexto sigue a practicar, con 250 partes por millón de cloruro de máxima, desinfectada con cloro o ozono. Para sensibilizado austenítico tuberías de acero inoxidable sujeta al agrietamiento por corrosión bajo tensión polythionic, se debe la posibilidad de utilizar una solución de agua alcalina para las pruebas de presión (véase NACE RP 0170). Si una prueba de presión se ha de mantener durante un período de tiempo y el fluido de ensayo en el sistema está sujeto a térmica expansión, se tomará precauciones para evitar la acumulación de presión más allá de la especificada. Una vez finalizada la prueba, la tubería debe ser drenado a fondo (todos los respiraderos de alto punto deben estar abiertos durante drenaje), aire soplado, o de otra forma seca. Si el agua potable no está disponible o si el drenaje inmediato y secado no es posible, el agua tiene un nivel de cloruro de muy baja, pH más alto (> 10), y la adición inhibidor pueden ser consideradas para reducir el riesgo de picaduras y corrosión inducida microbiológicamente.

5.8.2 Pruebas de presión neumática

Un neumático (o hidroneumático) prueba de presión se pueden usar cuando es impracticable debido a la prueba hidrostática temperatura, limitaciones estructurales o de proceso. Sin embargo, los posibles riesgos para el personal y los bienes de neumático prueba se considerará la hora de realizar dicha prueba. Como mínimo, las precauciones de inspección contenidas en ASME B31.3 se aplicará en cualquier prueba neumática.

5.8.3 Temperatura Prueba y Consideraciones fractura frágil A temperatura ambiente, carbono, de baja aleación y otros aceros, incluidos aceros de alta aleación fragilizada por servicio la exposición, puede ser susceptible de rotura frágil. Una serie de fallos se han atribuido a la rotura frágil de los aceros que fueron expuestos a temperaturas por debajo de su temperatura de transición y para presiones superiores a 25% de la presión de prueba hidrostática requerida u 8 ksi de estrés, lo que sea menor. La mayoría de las fracturas frágiles, sin embargo, se han producido en la primera aplicación de un nivel de estrés elevado (la primera prueba hidráulica o sobrecarga). El potencial de una rotura frágil será evaluado por un ingeniero antes de la prueba hidrostática o especialmente antes de la prueba neumática debido a la mayor energía potencial involucrado. Especial atención se debe dar al probar aceros de baja aleación, especialmente 2 1 / 4 Cr-1Mo, ya que pueden ser propensos a templar fragilización. Para reducir al mínimo el riesgo de fractura frágil durante una prueba de presión, la temperatura del metal debe mantenerse al menos 30 ° F (17 ° C) por encima del MDMT para la tubería que tiene más de 2 pulg. (5 cm) de espesor y 10 ° F (6 ° C) por encima del MDMT para

tuberías que tienen un espesor de 2 pulg. (5 cm) o menos. La temperatura de ensayo no tiene que exceder de 120 ° F (50 ° C) a menos que haya es información sobre las características frágiles del material de construcción de canalizaciones que indican una temperatura de ensayo superior es necesario.

5.8.4 Precauciones y Procedimientos Durante una prueba de presión, donde la presión de prueba será superior a la presión de tarado de la válvula de aliviar la presión en una tubería sistema, la válvula de alivio de presión o válvulas deben ser removidos o blanqueó para la duración de la prueba. Como Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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yo NSPECCIÓN ,R CIONES ,R Epair , Y LA LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 33 alternativa, cada disco de la válvula se celebrarán por una pinza de prueba diseñada adecuadamente. La aplicación de una carga adicional el muelle de la válvula girando el tornillo de ajuste está prohibido. Otros accesorios que son incapaces de soportar la presión de prueba, tales como gafas de Gage, medidores de presión, juntas de expansión, y discos de ruptura, debe ser eliminado o borrado. Líneas que contienen juntas de expansión que no se pueden quitar o aisladas pueden ser probados en una presión reducida de acuerdo con los principios de la ASME B31.3. Si se utilizan válvulas de bloqueo para aislar una tubería sistema para una prueba de presión, se debe tener precaución para no exceder la presión permisible del asiento como se describe en ASME Datos del fabricante de la válvula B16.34 o aplicables. Al término de la prueba de presión, dispositivos de alivio de presión de los ajustes adecuados y otros accesorios

retirado o hecho inoperante durante la prueba de presión será reinstalado o reactivado. Antes de aplicar una prueba de presión, las precauciones y procedimientos apropiados deben ser tenidos en cuenta para asegurar la la seguridad del personal que participa en la prueba de presión. Una inspección visual de cerca de componentes de tuberías no debe ser realiza hasta que la presión equipo es igual o inferior a la PSMA. Esta opinión es especialmente importante en el servicio tuberías.

5.8.5 Presión de Pruebas Alternativas Apropiada ECM se especificará y llevó a cabo cuando una prueba de presión no se realiza después de una reparación mayor o alteración. Sustituyendo procedimientos ECM para una prueba de presión después de una alteración sólo se permite después de que el ingeniero y inspector de haber aprobado la sustitución. Para los casos en que se sustituye UT para la inspección radiográfica, el propietario / usuario deberá especificar UT-industria calificada esquilar examinadores de onda o la aplicación de ASME B31 Código Caso 179/181, según corresponda, para soldaduras de cierre que no han sido probados presión y para la soldadura de las reparaciones identificadas por el ingeniero o inspector.

5.9 Material de Verificación y Trazabilidad Durante las reparaciones o alteraciones de los sistemas de tuberías de material de aleación, donde se requiere el material de aleación para mantener la presión la contención, el inspector deberá comprobar que la instalación de nuevos materiales es consistente con el seleccionado o especificado materiales de construcción. Este programa de verificación de material debe ser compatible con la API de 578. El uso de la evaluación de riesgos procedimientos, el propietario / usuario puede hacer esta evaluación en un 100% la verificación, pruebas de PMI en ciertas situaciones críticas, o mediante el muestreo de un porcentaje de los materiales. Pruebas de PMI se puede lograr por el inspector o el examinador con el uso de métodos adecuados como se describe en API 578.

Si un componente del sistema de tuberías debe fallar porque un material incorrecto fue sustituido de forma inadvertida para el correcto material de la tubería, el inspector deberá considerar la necesidad de una mayor verificación de los materiales de las tuberías existentes. El grado de mayor verificación dependerá de circunstancias como las consecuencias del fracaso y la probabilidad de una mayor errores materiales. El propietario / usuario deberá evaluar la necesidad y el alcance de la aplicación de un programa de verificación de material consistente con API 578 frente a la sustitución de materiales inadvertida en sistemas de tuberías de aleación existentes. Un programa de verificación de material consistente con API 578 puede incluir procedimientos para el establecimiento de prioridades y el riesgo ranking de circuitos de tuberías. Esa evaluación puede conducir a retroactiva pruebas PMI, como se describe en API 578, para confirmar que los materiales instalados son consistentes con el servicio previsto. Componentes identificados durante esta verificación que no cumplen con los criterios de aceptación del PMI programa de pruebas (como en API 578, Sección 6) estaría destinada a la sustitución. El propietario / usuario y autorizada inspector de la tubería, en consulta con un especialista en corrosión, establecerá un calendario para la sustitución de los componentes. El inspector autorizado deberá utilizar periódica ECM, según sea necesario, en los componentes identificados hasta que el reemplazo.

5.10 Inspección de Válvulas Normalmente, las mediciones de espesores no se toman rutinariamente en las válvulas en los circuitos de tuberías. El cuerpo de una válvula es normalmente más grueso que otros componentes de tuberías, por razones de diseño. Sin embargo, cuando las válvulas son desmantelados para mantenimiento y Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001


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34 API 570 reparación, el personal de la tienda debe examinar visualmente los componentes de la válvula para cualquier patrón de corrosión inusuales o adelgazamiento y, cuando se observó, reportar esa información para el inspector. Cuerpos de válvulas que están expuestos a importantes ciclos de temperatura (por ejemplo, reformado catalítico unidad de regeneración y limpieza a vapor) deben ser examinados periódicamente para agrietamiento por fatiga térmica. Si se conocen las válvulas de compuerta a ser o son sospechosos de estar expuesto a graves o inusual a la corrosión de la erosión, el grosor lecturas deben llevarse a cabo en el cuerpo entre los asientos, ya que esta es una zona de alta turbulencia y alta estrés. Las válvulas de control u otras válvulas de estrangulamiento, en particular en los servicios de extracción e-lechada de alta presión, pueden ser susceptibles a la corrosión / erosión del cuerpo aguas abajo del orificio localizado. Si se sospecha que dicha pérdida de metal, la válvula debe ser retirado de la línea para la inspección interna. El interior de la brida de acoplamiento y la tubería aguas abajo debe ser también inspeccionados por la pérdida de metal local. Cuando se realizan pruebas de cuerpo de válvula y / o la presión de cierre después de un mantenimiento, deben llevarse a cabo en acuerdo con API 598. Válvulas de retención críticos deben ser inspeccionados visualmente e internamente para garantizar que se dejarán de reversiones de flujos. Un

ejemplo de una válvula de retención crítico puede ser la válvula de retención situado en la salida de una de múltiples etapas, de alta cabeza bomba de carga de hidrotratamiento. El fallo de una válvula de retención como para que funcione correctamente podría dar lugar a la sobrepresión tuberías durante una inversión del flujo. El método de inspección visual normal debe incluir los siguientes elementos. a) Comprobación para asegurar que la aleta es libre de moverse, según sea necesario, sin flojedad allá de la tolerancia debido al desgaste. b) La parada de trampa no debe tener un desgaste más allá de la tolerancia. Esto reducirá al mínimo la probabilidad de que la aleta se mover más allá de la posición central muerto superior y permanecer en una posición abierta cuando la válvula de retención está montado en una posición vertical. c) La tuerca de aleta debe ser asegurada al perno de charnela para evitar dar marcha atrás en el servicio. Normalmente no requieren controles de fugas de válvulas de retención de críticos, pero pueden ser considerados para circunstancias especiales.

5,11 en el servicio de inspección de soldaduras Inspección para la calidad de la soldadura de tuberías se realiza normalmente como parte de los requisitos para la nueva construcción, reparación, o alteraciones. Sin embargo, las soldaduras a menudo se inspeccionaron en busca de la corrosión como parte de una inspección radiográfica perfil o como parte de inspección interna. Cuando se observa la corrosión de la soldadura preferencial, soldaduras adicionales en el mismo circuito o sistema debería ser examinado por la corrosión. API 577 [12] proporciona orientación adicional sobre la inspección de soldaduras. Debido a las diferentes capacidades y características de los diversos métodos ECM para encontrar defectos, utilizando un método que NDE es diferente de la empleada durante la fabricación original puede revelar defectos pre-existentes que no fueron causadas por in-

la exposición de servicios (por ejemplo, la aplicación de UT y MT para la inspección en servicio, cuando sólo RT se aplicó durante la fabricación). Por esta razón, a menudo es una buena práctica para especificar los tipos de ECM durante la fabricación original que el propietario-usuario tiene previsto aplicar durante las inspecciones en servicio. En ocasiones, los exámenes perfil radiográficos de soldaduras que han estado en servicio pueden revelar un defecto en la soldadura. Si imperfecciones de grietas como se detectan mientras que el sistema de tuberías está en funcionamiento, la inspección adicional con calidad de la soldadura radiografía y / o UT deben utilizarse para evaluar la magnitud de la imperfección. Además, el inspector debe hacer un esfuerzo para determinar si las imperfecciones crack como son de fabricación de soldadura original o puede ser de una mecanismo de agrietamiento ambiental. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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: YO N SERVICIO yo NSPECCIÓN ,R CIONES ,R Epair , Y LA LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 35 Defectos de grietas similares y agrietamiento ambiental serán evaluadas por un ingeniero de acuerdo con API 579 a 1 / ASME FFS-1 y / o especialista corrosión. La corrosión de la soldadura preferencial será evaluada por el inspector. Cuestiones a tener en cuenta la hora de evaluar la calidad de las soldaduras existentes incluir lo siguiente: a) los criterios del método de inspección de fabricación original y aceptación; b) extensión, magnitud y orientación de imperfecciones; c) la duración del tiempo de servicio; d) que funcionan contra las condiciones de diseño;

e) presencia de tensiones residuales de tuberías secundarias (y térmicas); f) potencial para cargas de fatiga (mecánica y térmica); g) sistema de tuberías primaria o secundaria; h) potencial de impacto o cargas transitorias; i) potencial de agrietamiento ambiental; j) la reparación y el tratamiento térmico de la historia; k) la dureza de la soldadura. Para soldaduras de tuberías en servicio, puede que no sea adecuado utilizar el código de la radiografía construcción original criterios de aceptación para la calidad de la soldadura en ASME B31.3. Los criterios de aceptación B31.3 se pretende aplicar a los nuevos la construcción de una muestra de soldaduras, no sólo las soldaduras examinó, con el fin de evaluar la calidad probable de todas las soldaduras (o soldadores) en el sistema. Pueden existir algunas soldaduras que no va a cumplir con estos criterios, pero todavía un rendimiento satisfactorio inservicio después de ser probado hidrostáticamente. Esto es especialmente cierto en las conexiones pequeña rama que normalmente no son examinada durante la nueva construcción. El propietario / usuario deberá especificar cizalla UT examinadores de onda de la industria calificada cuando el propietario / usuario requiere cualquiera de los los siguientes elementos. a) Detección de la superficie interior (ID) romper defectos planares al inspeccionar desde la superficie externa (OD). b) En caso de detección, se requiere dimensionamiento caracterización, y / o a través de la pared de defectos planares. Ejemplos de aplicación para el uso de este tipo de corte UT examinadores de onda de la industria calificada incluyen la obtención de las dimensiones de defectos de Fitness porServicio de evaluación y seguimiento de los defectos conocidos.

5.12 Inspección de uniones embridadas

Uniones con bridas deben ser examinados para pruebas de fuga, tales como manchas, depósitos, o goteos. Las fugas del proceso Onto sujetadores de bridas y elementos de fijación del bonete de la válvula puede resultar en corrosión o agrietamiento ambiental. Este examen debe incluir esas pestañas cerradas con brida o splash-and-aspersión guardias. Uniones embridadas que han sido sujeta y se bombea con sellador debe comprobarse si hay fugas en los pernos. Sujetadores sometidos a dicha fuga puede corroer o crack (por ejemplo, agrietamiento cáustica). Si se contempla rebombeo, sujetadores afectadas deben renovarse primero. Caras de la brida accesibles deben ser examinados por la distorsión y para determinar la condición de las superficies de junta de asientos. Si bridas están doblados o distorsionados significativamente, sus marcas y espesores deben ser revisados contra la ingeniería requisitos antes de tomar acciones correctivas. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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36 API 570 Sujetadores de bridas se deben examinar visualmente para detectar la corrosión y el compromiso hilo. Los sujetadores deben ser plenamente comprometido. Cualquier cierre de no hacerlo se considera aceptable comprometida si la falta de compromiso no es completa

más de un hilo. Las marcas en una muestra representativa de los sujetadores y juntas recién instalados deben ser examinados para determinar si cumplen con las especificaciones del material. Las marcas se identifican en la ASME y ASTM aplicable normas. Sujetadores cuestionables deben ser verificados o renovados. Orientación adicional sobre la inspección de uniones embridadas se puede encontrar en ASME PCC-1 [13] .

5.13 Inspección Organización Auditorías Cada organización propietario / usuario debe ser auditado periódicamente para determinar si el organismo de control autorizado es el cumplimiento de los requisitos de este código inspección. El equipo de auditoría debe consistir en personas con experiencia y competente en la aplicación de este código. El equipo de auditoría generalmente debe ser de otro sitio de la planta / usuario propietario o de una tercera organización experimentada y competente en la refinación y / o inspección petroquímica planta de proceso programas o una combinación de terceros y otros sitios de propietario / usuario. El equipo de auditoría, como mínimo, deberá determinar que: a) se cumplen los requisitos y principios de este código de inspección; b) todas las responsabilidades por el propietario de los usuarios están siendo dados de alta correctamente; c) documentar los planes de inspección están en su lugar para sistemas de tuberías cubiertas; d) los intervalos y el alcance de las inspecciones sean adecuados para los sistemas de tuberías cubiertas; e) todos los tipos generales de inspección y vigilancia se están aplicando adecuadamente; f) análisis de los datos de inspección, evaluación y registro son adecuados;

g) todas las reparaciones, reratings y alteraciones cumplen con este código. El propietario / usuario recibirá un informe de los resultados del equipo de auditoría. Cuando no conformidades se encuentran el propietario / usuario organismo de control autorizado deberá adoptar las medidas correctivas necesarias. Cada organización debe establecer un sistema de seguimiento y finalización de los hallazgos de auditoría. La resolución de los resultados de la auditoría debería ponerse a disposición de el equipo de auditoría para su revisión. Esta información también debe ser revisado durante las auditorías posteriores.

6 Intervalo / frecuencia y extensión de Inspección 6.1 Generalidades Para garantizar la integridad de los equipos, todos los sistemas de tuberías y dispositivos de alivio de presión deberán ser inspeccionados en los intervalos / frecuencias previstas en esta sección. Inspecciones programadas se llevarán a cabo en o antes de su fecha de vencimiento o ser considerada atrasada para su inspección. Las inspecciones que se han evaluado los riesgos, de acuerdo con API 580, y que se encuentran tener riesgo aceptable para una extensión de la fecha de vencimiento no se consideran vencidos hasta el final de la documentada período de prórroga. Ver 7.10 para obtener más información y los requisitos de las inspecciones vencidas, aplazamientos de inspección y las revisiones de intervalos de inspección. La inspección adecuada deberá proporcionar la información necesaria para determinar que todas las secciones esenciales o componentes de los equipos son seguros para operar hasta la próxima inspección programada. Los riesgos asociados con parada operativa y la puesta en marcha y la posibilidad de un aumento de la corrosión debido a la exposición de las superficies del equipo al aire y la humedad durante el apagado debe ser evaluado cuando se está planeando una inspección interna. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API


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Iping S ISTEMAS 37 Este código se basa en el seguimiento de una muestra representativa de los lugares de inspección de tuberías seleccionada con específica intención de revelar una evaluación razonablemente precisa de la condición de la tubería.

6.2 Inspección durante la instalación y cambios de servicio 6.2.1 Instalación de Tuberías Las tuberías serán inspeccionados de acuerdo con el código de requisitos de construcción en el momento de la instalación. los propósito de la inspección de instalación es para comprobar que la tubería esté limpia y segura para la operación, y para iniciar la planta los registros de inspección de los sistemas de tuberías. La inspección mínima de instalación debe incluir los siguientes elementos: a) la verificación de que las tuberías se ha instalado correctamente, los soportes son adecuados y asegurado, accesorios exteriores, como soportes, zapatos, perchas están asegurados, el aislamiento se ha instalado correctamente, con bridas y otras conexiones mecánicas son correctamente montado y la tubería esté limpia y seca; b) la verificación de los dispositivos de alivio de presión cumplen los requisitos de diseño (dispositivo correcto y la presión de ajuste correcto) y estén correctamente instalados. Esta inspección la instalación debe documentar las mediciones de espesores de línea de base que se utilizará como espesor inicial lecturas para los cálculos de la tasa de corrosión en lugar de los datos espesor nominal y mínima en las especificaciones y el diseño hojas de datos / dibujos. Esto también facilitará la creación de un cálculo de la velocidad de corrosión exacta después de la primera inse registran las mediciones de espesores de servicio.

6.2.2 Las tuberías de cambio de servicio

Si se cambian las condiciones de servicio del sistema de tuberías, es decir, superará el sobre de funcionamiento actual (por ejemplo, contenidos de proceso, la presión máxima de operación, y la temperatura máxima y mínima de funcionamiento), la inspección intervalos se establecerán para las nuevas condiciones de servicio. Si tanto la propiedad y la ubicación de la tubería se cambian, las tuberías deberán ser inspeccionados antes de ser reutilizado. Además, las condiciones de servicio admisibles y el intervalo de inspección se establecerán para el nuevo servicio.

6.3 Tuberías Planificación Inspección 6.3.1 Generalidades La frecuencia y el alcance de la inspección en los circuitos de tuberías ya sea por encima o por debajo del suelo dependen de las formas de la degradación que puede afectar a la tubería y la consecuencia de una falla de la tubería. Las diversas formas de degradación que pueden proceso de afectar a los circuitos de tuberías se describen en la Tabla 1 y API 571 en más detalle. Una clasificación simplificada de tuberías basado en la consecuencia del fracaso se define en 6.3.4. Como se describe en 5.1, estrategia de inspección basado en la probabilidad y la consecuencia del fracaso se conoce como RBI. El esquema de clasificación de tuberías simplificada en 6.3.4 se basa en la consecuencia de un fallo. La clasificación es utilizado para establecer la frecuencia y el alcance de la inspección. El propietario / usuario puede diseñar una más extensa clasificación esquema que evalúa con mayor precisión consecuencia para ciertos circuitos de tuberías. La evaluación de las consecuencias sería considerar la posibilidad de explosión, incendio, toxicidad, impacto ambiental, y otros efectos potenciales asociados con un fracaso. Después se lleva a cabo una evaluación eficaz, los resultados pueden ser utilizados para establecer una estrategia de inspección circuito de tuberías y defina lo siguiente:

a) los métodos apropiados de inspección, el alcance, herramientas y técnicas para ser utilizado basan en las formas previstas de la degradación; Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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38 API 570 b) la frecuencia de inspección apropiado; c) la necesidad de pruebas de presión después de haber sufrido daños o después de reparación o modificación han sido completado; y d) la prevención y las medidas de mitigación que podrían reducir la probabilidad y consecuencia de una falla de la tubería.

6.3.2 RBI para la Planificación de Inspección Una evaluación RBI se puede utilizar para aumentar o disminuir los límites de inspección descritos en la Tabla 2. De manera similar, la extensión de la inspección puede ser aumentado o disminuido más allá de los objetivos en la Tabla 3, de una evaluación de RBI. Cuando utilizado para aumentar inspección límites del intervalo o el alcance de la inspección, las evaluaciones RBI se llevarán a cabo a intervalos que no exceda de los límites respectivos de la Tabla 2, o con mayor frecuencia si se justifica por el proceso, el equipo, o consecuencia

cambios. Estas evaluaciones RBI deberán ser revisados y aprobados por un ingeniero de la tubería y la tubería autorizado inspector en intervalos que no excedan de los límites respectivos de la Tabla 2, o con mayor frecuencia si se justifica por el proceso, el equipo, o cambios de consecuencia.

6.3.3 Intervalos de inspección Si RBI no se está utilizando, se establece y se mantiene mediante el intervalo entre las inspecciones de tuberías siguientes criterios: a) la velocidad de corrosión y los cálculos de vida restante; b) la clasificación de servicio de tuberías (véase 6.3.4); c) los requisitos jurídicos aplicables; d) El juicio del inspector, el ingeniero de la tubería, el supervisor ingeniero de la tubería, o un especialista en materiales, basados en condiciones de funcionamiento, previa inspección de la historia, resultados de inspección actuales, y las condiciones que pueden justificar inspecciones suplementarias cubiertos en 5.5.6. El propietario / usuario o el inspector deberán establecer intervalos de inspección para la medición de espesores y visual externa inspecciones y, en su caso, para las inspecciones internas y suplementarios.(Pregunta de esxamen) Las mediciones de espesores deben programarse en intervalos que no excedan el menor de la mitad de la vida restante determinado a partir de las tasas de corrosión indicados en 7.1.1.1 o los intervalos máximos recomendados en la Tabla 2. Shorter intervalos pueden ser apropiados en determinadas circunstancias. Antes de usar la Tabla 2, las tasas de corrosión se calcularán de acuerdo con 7.1.1.1. Tabla 2 contiene recomienda intervalos máximos de inspección para las clases 1, 2 y 3 de los servicios descritos en tuberías 6.3.4, así como los intervalos recomendados para los puntos de inyección y las interfaces S / A. Intervalos máximos de tuberías de Clase 4 se dejan a la determinación del propietario / usuario dependiendo de las necesidades de fiabilidad y de negocios. El intervalo de inspección deberá ser revisado y ajustarse según sea necesario después de cada inspección o cambio significativo en

condiciones de operación. La corrosión general, corrosión localizada, picaduras, agrietamiento ambiental, y otra aplicable formas de deterioro se ha mencionado en la Sección 5 se considerará la hora de establecer los diferentes intervalos de inspección.

6.3.4 Clases de servicios de Tuberías 6.3.4.1 general Todos los sistemas de tuberías de proceso se pueden clasificar en diferentes clases de tuberías. Tal sistema de clasificación permite adicional los esfuerzos de inspección que se centró en los sistemas de tuberías que puedan tener los más altos posibles consecuencias si falla o pérdida Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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yo NSPECCIÓN ,R CIONES ,R Epair , Y LA LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 39 debe ocurrir de contención. En general, los sistemas más alto de anuncios requieren más extensa inspección en más corto intervalos para afirmar su integridad para un funcionamiento seguro. Clasificaciones deben basarse en el potencial seguridad y efectos ambientales que se produzca una fuga. Propietario / usuarios deberán mantener un registro de los fluidos de tuberías de procesos manejados, incluyendo sus clasificaciones. API 750 y NFPA 704 proporcionan información que puede ser útil en la clasificación de los sistemas de tuberías de acuerdo a los riesgos potenciales de los fluidos de proceso que contienen. Se recomiendan las cuatro clases enumeradas a continuación en 6.3.4.2 a través 6.3.4.5.

6.3.4.2 Clase 1 Servicios con mayor potencial de resultar en una emergencia inmediata en caso de fuga se hubiere producido en la clase 1. Tal

una emergencia puede ser la seguridad o el medio ambiente en la naturaleza. Ejemplos de Clase 1 de tuberías incluyen, pero no son necesariamente limitado a aquellos que contienen lo siguiente. a) Servicios inflamables que pueden autorefrigerate y conducir a la rotura frágil. b) servicios que puedan vaporizan rápido durante la liberación, vapores crean que pueden reunir y formar una presurizado mezcla explosiva, tales como C2, C3, C4 y corrientes. Los fluidos que puede vaporizar rápidamente son los que tienen atmosférica temperaturas de ebullición por debajo de 50 ° F (10 ° C) o en el punto de ebullición atmosférica es inferior a la de funcionamiento temperatura (normalmente una preocupación con los servicios de alta temperatura). c) El sulfuro de hidrógeno (mayor que 3% en peso) en una corriente gaseosa. d) cloruro de hidrógeno anhidro. e) El ácido fluorhídrico. f) Tubería sobre o junto al agua y tuberías sobre las vías principales públicos (consulte Departamento de Transportación y Reglamentos de la Guardia Costera de Estados Unidos para la inspección de más de tuberías de agua). g) Servicios inflamables que operan por encima de su temperatura de ignición.

6.3.4.3 Clase 2 Los servicios no comprendidos en otras clases incluirán en la clase 2. Esta clasificación incluye la mayoría de las tuberías de proceso del equipo y seleccionados tuberías fuera del sitio. Ejemplos típicos de estos servicios incluyen, pero no se limitan necesariamente a aquellos que contiene lo siguiente: a) en el lugar de los hidrocarburos, que vaporizan lentamente durante la liberación, como los que operan por debajo del punto de inflamación, b) hidrógeno, gas combustible y el gas natural, c) en el lugar de los ácidos y cáusticos fuertes.

6.3.4.4 Clase 3 Servicios que son inflamables, pero no se vaporizan de manera significativa cuando se escapan y no están ubicados en zonas de alta actividad en la clase 3. Servicios que son potencialmente dañinos para el tejido humano, pero se encuentran en zonas remotas pueden ser incluidos en esta clase. Ejemplos de la clase 3 servicios incluyen, pero no están necesariamente limitados a los que contiene lo siguiente: a) en el lugar de los hidrocarburos que no vaporizar significativamente durante la liberación, como los que operan debajo del flash punto; Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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40 API 570 b) destilados y líneas de productos desde y hacia el almacenamiento y carga; c) las tuberías patio de tanques; d) fuera de las instalaciones ácidos y cáusticos.

6.3.4.5 Clase 4 Servicios que son esencialmente no inflamable y no tóxico en la clase 4, al igual que la mayoría de los servicios públicos. Inspección de Clase 4 tubería es opcional y por lo general basado en las necesidades de fiabilidad e impactos de negocio en lugar de la seguridad o

impacto ambiental. Ejemplos de Clase 4 servicio incluyen, pero no se limitan necesariamente necesariamente a los que contienen el siguiendo: a) de vapor y vapor de agua condensado; b) aire; c) de nitrógeno; d) agua, incluida el agua de alimentación de calderas, despojado de aguas ácidas; e) de aceite lubricante, aceite de foca; f) ASME B31.3, los servicios de la categoría D; g) las tuberías y cloacas.

6.4 Extensión de Visual Exteriores Exteriores y CUI Inspecciones Inspecciones visuales externos, incluidas las inspecciones para CUI, deben llevarse a cabo en intervalos máximos que figuran en la Tabla 2 para evaluar evaluar los artículos artículos tales como los de API 574. Alternativamente, Alternativamente, los los intervalos de inspección visuales externas pueden ser establecidos por mediante una evaluación RBI válida realizada de acuerdo con API 580. Esta inspección visual externa para el potencial CUI también para evaluar la condición de aislamiento y se llevarán a cabo en todos los sistemas de tuberías susceptibles de CUI enumerados en API 574. Los resultados de la inspección visual deben documentarse para facilitar las inspecciones de seguimiento. Tras la inspección visual externa de sistemas susceptibles, se requiere un examen adicional para la inspección de CUI. El alcance y el tipo de la inspección adicional CUI se enumeran en la Tabla 3. Aislamiento dañado a mayor elevaciones pueden resultar en CUI en zonas más bajas a distancia de los daños. Inspección ECM para CUI también debe ser llevado a cabo como se indica en la Tabla 3 en lugares sospechosos que satisfacen los criterios de temperatura enumerados en el API 574. RT o de aislamiento

la eliminación y la inspección visual normalmente se requiere para esta inspección en lugares dañados o sospechosos. Otros ECM los métodos de evaluación se pueden usar donde sea aplicable. Si la inspección de las zonas dañadas o sospechosas ha localizado CUI significativa, áreas adicionales debe ser inspeccionado y, cuando se justifique, hasta el 100 100 por ciento ciento del circuito circuito debe ser inspeccionado. La amplitud del programa de CUI describe en la Tabla 3 se debe considerar como niveles objetivo para los sistemas de tuberías y lugares sin experiencia inspección CUI. Se reconoce que varios factores pueden afectar afectar a la probabilida probabilidadd de que CUI incluir: a) las condiciones climáticas locales, b) El diseño diseño de aislamiento aislamiento y mantenimien mantenimiento, to, c) la calidad del revestimiento, revestimiento, Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, reventa, 09/26/2010 09/26/2010 03:03:05 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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: YO N SERVICIO yo NSPECCIÓN ,R CIONES ,R Epair , Y LA LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 41 d) las condiciones de servicio. Instalaciones con experiencia inspección CUI pueden aumentar o reducir los objetivos de inspección CUI de la Tabla 3. Un exacta No se requiere requiere la contabilidad contabilidad de los objetivos objetivos de inspección inspección CUI. El propietario / usuario puede puede confirmar confirmar los objetivos objetivos de inspección inspección con historia operativa u otra documentación. Los sistemas de tuberías que se sabe que tienen una vida útil restante de más de 10 años o que están protegidas adecuadamente contra la corrosión externa no necesita ser incluido para la inspección NDE recomendada en la Tabla 3. Sin embargo, la condición de

el sistema de aislamiento o el revestimiento exterior, como una cáscara de caja fría, se deben observar periódicamente por operativo o otro personal. Si se observa el deterioro, se debe informar al inspector. Los siguientes son ejemplos de éstos sistemas: a) los sistemas de tuberías aisladas eficazmente para impedir la entrada de humedad, b) con camisa sistemas de tuberías criogénicas, c) sistemas de tuberías instalados en una caja de frío en el que la atmósfera se purga con un gas inerte, d) los sistemas de tuberías en el que se mantiene la temperatura es lo suficientemente baja o suficientemente alta para evitar la presencia de agua. La inspección visual externa de la tubería al descubierto es evaluar el estado de los sistemas de pintura y revestimiento, para comprobar si hay corrosión externa, y para comprobar si hay otras formas de deterioro.

6.5 Alcance de la medición de espesores de Inspección Para satisfacer los requisitos de intervalos de inspección, cada inspección medición de espesores debe obtener lecturas de espesor en una muestra representativa de CML en cada circuito (ver 5.6). Este muestreo representativo debe incluir datos para todos los diversos tipos de componentes y orientaciones (horizontal y vertical) encontrado en cada circuito. Este muestreo también incluirá CMLs con la fecha de renovación más temprana a partir de la inspección anterior. Los más CMLs medidos para cada circuito, el más precisión la próxima fecha de inspección se proyectará. Por lo tanto, la inspección programada de circuitos debe obtener el máximo de medidas que sean necesarias. El alcance de la inspección de los puntos de inyección se cubre en API 574.

6.6 Alcance de calibre pequeño, tuberías auxiliares y roscados conexiones Inspecciones 6.6.1 PAS Inspección

PAS que es tuberías de proceso primario debe ser inspeccionado de acuerdo con todos los requisitos de este documento. PAS que es tuberías de proceso secundario tiene diferentes requisitos mínimos, dependiendo de la clasificación de servicio. Clase 1 PAS secundaria deberán ser inspeccionados a los mismos requisitos que las tuberías de proceso primario. La inspección de la Clase 2 y Clase 3 SBP secundaria es opcional. Deadlegs PAS (tales como bridas de nivel) en la Clase 2 y Clase 3 sistemas deberían ser inspeccionados donde la corrosión se ha experimentado o está previsto. Deadlegs con CMLs deben ser rastreados en un circuito de tuberías separadas de la tubería de la línea principal. Estos deadlegs o baja puntos normalmente se identifican y documentan en el acta de inspección por el inspector. Deadlegs se pueden combinar en un circuito si sus tasas de corrosión esperados son similares. Las inspecciones deben incluir una radiografía de perfil en pequeño deadlegs diámetro, tales como respiraderos y desagües, y UT o RT en deadlegs de mayor diámetro. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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42 API 570

6.6.2 Auxiliar de tuberías Inspección La inspección de la PAS auxiliar asociado con los instrumentos y la maquinaria es opcional y la necesidad de que lo haría

suelen ser determinado por la evaluación de riesgos. Criterios a considerar en la determinación de si la PAS auxiliar necesitará algún forma de inspección incluye lo siguiente: a) Clasificación, b) potencial de agrietamiento del medio ambiente o la fatiga, c) potencial de corrosión basado en la experiencia con los sistemas primarios adyacentes, d) posibilidad de CUI.

6.6.3 conexiones roscadas de Inspección La inspección de las conexiones roscadas será de acuerdo a los requisitos enumerados anteriormente para pequeño calibre y auxiliares tuberías. Al seleccionar CMLs en conexiones roscadas, incluir sólo aquellos que pueden ser radiografiado durante inspecciones programadas. Las conexiones roscadas asociados con la maquinaria y sujetos a daños por fatiga deben ser evaluados periódicamente y considerada para su posible renovación con una pared más gruesa o actualizar a componentes soldados. El horario para tales renovación dependerá de varios temas, entre ellos los siguientes: a) la clasificación de la tubería, b) la magnitud y la frecuencia de vibración, c) cantidad de peso sin apoyo, d) grosor de la pared de tubería actual, e) si el sistema se puede mantener en funcionamiento, f) la velocidad de corrosión, g) servicio intermitente.

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

PRD deberán ser probados y reparados por una organización de reparación de experiencia en mantenimiento de la válvula de alivio. PRD deben estar inspeccionado, probado y mantenido de acuerdo con API 576 [19] .

6.7.2 Proceso de Aseguramiento de la Calidad para el PRD Cada organización de reparación de equipo deberá contar con un sistema de garantía de calidad totalmente documentado. Como mínimo, la siguiente se incluirá en el manual de garantía de calidad: a) página del título; b) registro de revisiones; Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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SERVICIO yo NSPECCIÓN ,R CIONES ,R Epair , Y LA LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 43 c) La página de contenidos; d) Declaración de la autoridad y la responsabilidad; e) el organigrama; f) ámbito de trabajo; g) dibujos y controles de especificación; h) los requisitos para el control de materiales y parte; i) programa de reparación e inspección; j) Los requisitos para la soldadura, ECM, y el tratamiento térmico; k) requisitos para la prueba de la válvula, configuración, pruebas de fugas, y sellado; l) ejemplo general de la placa de identificación de reparación de la válvula;

m) requisitos para la calibración de medición y prueba calibres; n) los requisitos para la actualización y el control de las copias del manual de control de calidad;

Tabla 2 recomendado por intervalos máximos de inspección Tipo de Circuito Las mediciones de espesores Visual externa Clase 1 Cinco años Cinco años Clase 2 10 años Cinco años Clase 3 10 años 10 años Clase 4 Optativo Optativo Puntos de inyección la Tres años Por clase S/A b Por clase

Las mediciones de espesores NOTA aplican a los sistemas para los que CMLs han sido establecidos de conformidad con 5.6. la Los intervalos de inspección para los puntos de inyección / mezcla potencialmente corrosivos también pueden ser establecidos por un análisis RBI válida acuerdo con API 580. b Ver API RP 574 para más información sobre las interfaces S / A.

Extensión Tabla 3-Recomendado de Inspección CUI Siguiendo Inspección Visual Clase Pipe Aproximado Cantidad de Seguimiento Examen con ECM o levantamiento de aislamiento en las zonas con Aislamiento Dañado Aproximado Cantidad de Inspección CUI por ECM en zonas sospechosas en Piping Systems dentro de los rangos de temperatura Susceptibles como se indica en API 574 1 75% 50% 2 50% 33% 3 25% 10% 4

Optativo Optativo Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-`

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44 API 570 o) formularios de muestra; ) formación y cualificación p requerido para personal de reparación; ) Requisitos de q para el manejo de las no conformidades. Cada organización de reparación tendrá, además, un programa de capacitación totalmente documentada que haya seguridad de que el personal de reparación están calificados en el ámbito de las reparaciones.

6.7.3 Pruebas de PRD y de inspección Intervalos 6.7.3.1 general Dispositivos de alivio de presión deberán ser probados e inspeccionados a intervalos que son lo suficientemente frecuentes para verificar que las válvulas realizar de forma fiable en las condiciones de servicio particulares. Otros dispositivos de alivio de presión (por ejemplo, discos de ruptura y de vacío válvulas rompedoras) deberán ser inspeccionados a intervalos basados en las condiciones de servicio. El intervalo de inspección para todos a la presión dispositivos aliviar viene determinada tanto por el inspector, ingeniero, u otra persona calificada por el propietario / usuario sistema de aseguramiento de la calidad.

6.7.3.2 A menos experiencia documentada y / o una evaluación RBI indica que un intervalo más largo es aceptable, intervalos de prueba e inspección de los dispositivos de alivio de presión en servicios de procesos típicos no debe exceder de: a) cinco años para los servicios típicos de proceso, y b) 10 años para limpieza (nonfouling) y servicios corrosivos. Cuando un dispositivo de alivio de presión se encuentra para ser muy sucia o pegada, la inspección y las pruebas de intervalo será redujo a menos que una revisión muestra que el dispositivo funcionará de forma fiable en el intervalo actual. La revisión debe determinar la causa de las incrustaciones o las razones para el dispositivo de alivio de presión no funciona correctamente.

7 Evaluación de datos de inspección, análisis y grabación 7.1 Corrosión Tasa Determinación 7.1.1 El resto de los cálculos de la Vida La vida restante del sistema de tuberías se calculará de la siguiente fórmula: (1) dónde t

real es el espesor real, en milímetros (pulgadas), medido en el momento de la inspección de un lugar determinado o componente como se especifica en 5.6. t

necesario es el espesor requerido, en milímetros (pulgadas), en el mismo lugar o componente como el táctil la medición calculada por las fórmulas de diseño (por ejemplo, presión y estructurales) antes de la corrosión se añaden subsidio y la tolerancia del fabricante.

La velocidad de corrosión LT de circuitos de tuberías se calculará de la siguiente fórmula: (2) Vida restante (años) t real t necesario

velocidad de corrosión [pulgadas (mm) por año] -------------------------------------------------- --------------------------------------= Tasa Corrosioon (LT) t inicial t real

tiempo (años) entre t inicial

y t real

-------------------------------------------------- -------------------------------------= Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT


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ISTEMAS 45 La velocidad de corrosión ST de circuitos de tuberías se calculará de la siguiente fórmula: dónde t

inicial es el espesor, en milímetros (pulgadas), en el mismo lugar como táctil medido durante la instalación inicial o al comienzo de un nuevo entorno velocidad de corrosión; t

anterior es el espesor, en milímetros (pulgadas), en la misma ubicación que táctiles medida durante uno o más inspecciones anteriores. Las fórmulas anteriores se pueden aplicar en un enfoque estadístico para evaluar las tasas de corrosión y vida restante cálculos para el sistema de tuberías. Se debe tener cuidado para asegurar que el tratamiento estadístico de los resultados de los datos refleja la condición real de los diversos componentes de tubería. El análisis estadístico empleando mediciones de puntos no es aplicable a los sistemas de tuberías con mecanismos de corrosión impredecibles localizados significativos. LT y ST tasas de corrosión se deben comparar para ver lo que resulta en la vida útil restante más corto como parte de los datos evaluación. El inspector autorizado, en consulta con un especialista en corrosión, seleccionará la velocidad de corrosión que mejor refleja el actual proceso (véase 6.3.3 para la determinación de intervalo de inspección).

7.1.2 acaba de instalar sistemas de tuberías o cambios en el servicio Para los nuevos sistemas de tuberías y sistemas de tuberías para el que se están cambiando las condiciones de servicio, uno de los siguientes

métodos se emplean para determinar la tasa probable de la corrosión de la que el espesor de la pared restante en el hora de la próxima inspección se puede estimar. a) Una velocidad de corrosión para un circuito de tuberías puede calcularse a partir de los datos recogidos por el propietario / usuario en los sistemas de tuberías de material similar en el servicio comparable y condiciones de funcionamiento comparables. b) Si los datos para el mismo o similar servicio no están disponibles, una tasa de corrosión para un circuito de tuberías puede estimarse a partir de la experiencia del propietario / usuario o de los datos publicados en los sistemas de tuberías en servicio comparable. c) Si la velocidad de corrosión probable no se puede determinar por cualquiera de los métodos enumerados en el punto a) o el artículo b), el inicial determinaciones de medición de espesores se hicieron después de no más de tres meses de servicio mediante el uso de la medición de espesores no destructivos del sistema de tuberías. Dispositivos de monitorización de la corrosión, tales como corrosión cupones o sondas de la corrosión, pueden ser útiles en el establecimiento de la sincronización de estas mediciones de espesor. Mediciones posteriores se efectuarán después de intervalos apropiados hasta que se establezca la velocidad de corrosión.

7.1.3 Sistemas de tuberías existentes Las tasas de corrosión se calcularán ya sea en un corto plazo o una base LT. Si los cálculos indican que se ha supuesto una tasa inexacta de la corrosión, la tasa que se utilizará para el siguiente período se ajustará de acuerdo con la tasa real encontrado.

Determinación 7,2 PSMA El PSMA para el uso continuo de los sistemas de tuberías se establecerá utilizando el código aplicable. Cálculos puede estar hecho de materiales conocidos si todos los siguientes detalles esenciales son conocidos para cumplir con los principios de la código aplicables:

a) los límites de temperatura superiores y / o inferiores para materiales específicos, Tasa Corrosioon (ST) t anterior t real

tiempo (años) entre t anterior

y t real

-------------------------------------------------- -----------------------------------------= Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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46 API 570 b) la calidad de los materiales y mano de obra, c) los requisitos de inspección, d) el refuerzo de las aberturas,

e) los requisitos de servicios cíclicos. Para materiales desconocidos, los cálculos pueden realizarse asumiendo el material de grado más bajo y la eficiencia conjunta en el código aplicable. Cuando se vuelve a calcular la PSMA, el espesor de pared utilizado en estos cálculos será el real espesor determinado por la inspección menos el doble de la pérdida estimada de corrosión antes de la fecha de la próxima inspección (ver 6.3.3). Deberá tenerse para las otras cargas, de acuerdo con el código aplicable. La aplicables asignaciones de código para presión y temperatura variaciones de la PSMA están permitidos siempre todos los asociados criterios de código están satisfechos. Tabla 4 contiene dos ejemplos de cálculos de PSMA que ilustran el uso de la corrosión concepto de vida media.

7.3 Requerido Determinación Espesor El espesor requerido de una tubería será el mayor entre el espesor de diseño de presión o el mínimo estructural de espesor. Para los servicios de alto riesgo, el ingeniero de la tubería debe considerar aumentar el espesor requerido para prever cargas imprevistas o desconocidas, o la pérdida de metal sin descubrir. Ver API 574 para obtener información sobre el diseño y espesores mínimos estructurales.

7.4 Evaluación de resultados de la inspección Presión contiene componentes encontró que la degradación que podrían afectar a su capacidad de carga [Presión cargas y otras cargas aplicables (por ejemplo, el peso, el viento, etc., por API 579 a 1 / ASME FFS-1)] deberá ser evaluado por la continuidad del servicio. Fitness-por-servicio técnicas, como los documentados en la API de 579 a 1 / ASME FFS-1, Segunda Edition, puede ser utilizado para esta evaluación. Las técnicas de aptitud para el servicio utilizados deberán ser aplicables a la específica degradación observada. Las siguientes técnicas pueden usarse según sea aplicable.

a) Evaluar la pérdida de metal en exceso de la tolerancia de corrosión, se puede realizar una evaluación de aptitud para el servicio de acuerdo con una de las siguientes secciones de API 579 a 1 / ASME FFS1. Esta evaluación requiere el uso de una asignación futura corrosión, que se establecerá, en base a 7,1. 1) Evaluación del general metal Pérdida-API 579-1 / ASME FFS-1, Sección 4. 2) Evaluación de metal Local Pérdida-API 579 a 1 / ASME FFS-1, Sección 5. 3) Evaluación de la corrosión por picadura-API 579-1 / ASME FFS-1, Sección 6. b) Evaluar las ampollas y laminaciones, una evaluación de aptitud para el servicio se debe realizar de acuerdo con API 579-1 / ASME FFS-1, Sección 7. En algunos casos, esta evaluación requerirá el uso de una corrosión futuro subsidio, que se establecerá, en base a 7,1. c) Evaluar desalineación y concha distorsiones de soldadura, una evaluación de aptitud para el servicio debe realizarse en acuerdo con API 579 a 1 / ASME FFS-1, Sección 8. d) Evaluar los defectos crack como, una evaluación de aptitud para el servicio se debe realizar de acuerdo con API 5791 / ASME FFS-1, Sección 9. e) Evaluar los efectos de daño de fuego, una evaluación de aptitud para el servicio se debe realizar de acuerdo con API 579-1 / ASME FFS-1, Sección 11. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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Análisis de tensión 7.5 Tuberías Las tuberías se deben soportado y guiado de manera que: a) su peso se realiza de forma segura, b) tiene suficiente flexibilidad para la expansión o contracción térmica, y c) que no vibra en exceso. Flexibilidad de tuberías es de creciente preocupación mayor es el diámetro de la tubería y mayor es la diferencia entre las condiciones ambientales y la temperatura de funcionamiento. Tubería análisis de tensión para evaluar la flexibilidad del sistema y la adecuación de soporte normalmente no se lleva a cabo como parte de una tubería inspección. Sin embargo, muchos sistemas de tuberías existentes se analizaron como parte de su diseño original o como parte de un recalificación o modificación, y los resultados de estos análisis pueden ser útiles en el desarrollo de planes de inspección. Cuando se observa un movimiento inesperado de un sistema de tuberías, tales como durante una inspección visual externa (véase 5.4.3), el inspector debe discutir estas observaciones con el ingeniero de la tubería y evaluar la necesidad de la realización de una tubería Análisis de estrés.

Tabla 4-Dos ejemplos del cálculo de PSMA que ilustra el uso del concepto de la corrosión de media vida Ejemplo 1 Presión de diseño / temperatura 500 psig / 400 ° F (3,447 kPa / 204 ° C) Descripción Pipe NPS 16, peso estándar, A 106-B Diámetro exterior de la tubería, D

16 pulg. (406 mm)

Estrés permitido 20.000 psi (137,900 kPa) La eficiencia de soldadura longitudinal, E

1.0 Espesor determina a partir de la inspección 0,32 pulg. (8,13 mm) Velocidad de corrosión observada (ver 7.1.1) 0.01 pulg. / Año (0.254 mm / año) Inspección Siguiente planificada 5 años Pérdida de la corrosión estimado por la fecha de la próxima inspección = 5 0.01 = 0.05 pulg. (5 0,254 = 1,27 mm) PSMA en nosotros consuetudinarios (USC) unidades =2 SEt

/ D

= 550 psig En las unidades del SI = 3747 kPa Conclusión: OK

Ejemplo 2 Inspección Siguiente planificada 7 años Pérdida de la corrosión estimado por la fecha de la próxima inspección = 7 0,01 = 0,07 pulg. (7 0.254 = 1.78mm)

PSMA En unidades USC =2 SEt

/ D

= 450 psig En las unidades del SI = 3104 kPa Conclusión: hay que reducir intervalo de inspección o determinar que la presión normal de operación no excederá este nuevo PSMA durante el séptimo año, o renovar la tubería antes de que el séptimo año. NOTA 1 psig = libras por pulgada cuadrada; psi = libras por pulgada cuadrada. NOTA 2 La fórmula para PSMA es de ASME B31.3, la ecuación 3b, donde t

= Espesor corroído. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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48 API 570 Ver API 574 para obtener más información sobre el diseño de presión, espesores mínimos requeridos mínimos y estructurales,

incluyendo fórmulas, problemas de ejemplo y tablas predeterminadas de mínimos sugeridas. Tubería análisis de tensión puede identificar los componentes más sometidos a grandes esfuerzos en un sistema de tuberías y predecir la térmica movimiento del sistema cuando se coloca en funcionamiento. Esta información se puede utilizar para concentrar los esfuerzos de inspección en los lugares más propensos a daños por fatiga de expansión térmica (calentamiento y enfriamiento) ciclos y / o fluencia daños en las tuberías de alta temperatura. Comparando los movimientos térmicos previstos con los movimientos observados puede ayudar identificar la ocurrencia de condiciones de funcionamiento inesperados y deterioro de las guías y soportes. Consulta con el ingeniero de la tubería que sean necesarias para explicar las desviaciones observadas de las predicciones de análisis, sobre todo para sistemas complejos que implican múltiples soportes y guías entre los puntos finales. Análisis de estrés de tuberías también puede ser empleado para ayudar a resolver los problemas de vibración tuberías observados. Lo natural frecuencias en la que un sistema de tuberías vibrará pueden predecirse por el análisis. Los efectos de la guía adicional puede ser evaluado para evaluar su capacidad de controlar la vibración mediante el aumento de las frecuencias naturales del sistema más allá de la frecuencia de fuerzas de excitación, tales como la velocidad de rotación de la máquina. Es importante determinar que los guías añadido al control de la vibración no restringir adversamente la expansión térmica.

7.6 Informes y Registros para Tuberías Sistema de Inspección 7.6.1 permanentes y progresivos Registros Los propietarios de sistemas de tuberías y los usuarios deberán llevar registros permanentes y progresivas de sus sistemas de tuberías y la presión para aliviar dispositivos. Los registros permanentes se mantendrán durante toda la vida útil de cada sistema de tuberías. Como parte de estos registros, registros de inspección y mantenimiento progresistas se actualizará periódicamente para incluir nueva

la información pertinente a la historia operación, inspección y mantenimiento del sistema de tuberías. Ver también API 574 para más información de los registros del sistema de tuberías.

7.6.2 Tipos de tuberías Registros Sistema de tuberías y registros de dispositivos de alivio de presión deberán contener cuatro tipos de información pertinentes para mecánica la integridad de la siguiente manera. a) La fabricación, Construcción y Diseño de la Información en la medida disponible-Por ejemplo, MDR, MTR, soldadura mapas, WPS / PQR, datos de especificación de diseño, cálculos de diseño de tuberías, registros NDE, los registros de tratamiento térmico, para aliviar la presión cálculos de dimensionamiento de dispositivos y los planos de construcción. b) Historia Para Inspección ejemplo, los informes de inspección y datos para cada tipo de inspección llevada a cabo (por ejemplo, internos, , mediciones externas de espesor), y las recomendaciones de inspección para la reparación. Los informes de inspección deberá documentar la fecha de cada inspección y / o el examen, la fecha de la próxima inspección programada, el nombre (o iniciales) de la persona que realizó la inspección y / o el examen, el número de serie u otro identificador del equipo inspeccionado, una descripción de la inspección y / o el examen realizado, y los resultados de la inspección y / o examen. Registros Piping RBI deben estar de acuerdo con API 580. c) Servicios de reparación, alteración, y re-rating información -por ejemplo: 1) las formas de reparación y alteración si preparadas; 2) los informes que indican que los sistemas de tuberías todavía en servicio, ya sea con las deficiencias observadas, reparaciones temporales o recomendaciones para la reparación, son adecuados para el servicio continuo hasta que las reparaciones pueden ser completadas; y 3) Documentación recalificación (incluyendo cálculos recalificación y las nuevas condiciones de diseño.


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LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 49 d) Evaluación de aptitud para el servicio Requisitos de documentación se describen en API 579 hasta 1 / ASME FFS-1Requisitos de documentación específicos para el tipo de defecto están evaluando se proporcionan en la parte apropiada de API 579-1 / ASME FFS-1.

7.6.3 Operación y Mantenimiento de Registros Registros de operaciones y mantenimiento del sitio, tales como las condiciones de operación, incluyendo alteraciones en el proceso que puedan afectar integridad mecánica, cambios en el servicio, el daño mecánico de mantenimiento debe también estar disponible para el inspector.

7.6.4 Los registros informáticos El uso de un sistema basado en computadora para almacenar, calcular, y analizar los datos debe ser considerado en vista de la volumen de datos que se generará como parte de un programa de inspección de tuberías. Los programas de ordenador son particularmente útil para lo siguiente: a) el almacenamiento y el análisis de las lecturas de espesor reales; b) el cálculo de las tasas de corto y largo plazo de la corrosión, fechas de jubilación, PSMA, y los intervalos de reinspección en un grabación de puntos de base de registro de punto; c) poner de relieve las áreas de altas velocidades de corrosión, circuitos de tuberías atrasados para la inspección, las tuberías cerca de la jubilación de espesor, y otra información.

7.6.5 Tuberías Circuito Registros La siguiente información debe ser registrada para cada circuito de tuberías en el que se encuentran CMLs: a) los materiales de las especificaciones de construcción / tuberías; b) las presiones de funcionamiento y diseño y las temperaturas; c) Valoración de brida ANSI; d) los fluidos de proceso; e) si el circuito es un deadleg, punto de inyección, servicio intermitente, u otro circuito especial; f) la velocidad de corrosión y una vida útil restante de, al menos, el punto de examen limitativo en el circuito; g) intervalo máximo para la inspección externa; h) intervalo máximo para la inspección de la medición de espesores; i) cualquier modo la corrosión inusual o localizada que requeriría técnicas especializadas de inspección; j) particulares características de circuitos que podrían someter a los rápidos incrementos de corrosión en el caso de un proceso de malestar o pérdida de flujo de fluido de inyección. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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50 API 570

7.6.6 Inspección isométricos Dibujos (ISOs)

El propósito principal de ISOs de inspección es identificar la ubicación de CML y para identificar la ubicación de cualquier mantenimiento recomendada. Inspección ISOs se recomiendan y deben contener lo siguiente: a) todos los componentes importantes de los circuitos de tubería (por ejemplo, todas las válvulas, codos, tees, ramas, etc.); b) toda la tubería secundaria para la clase 1 (o alta RBI consecuencia) circuitos de tuberías; c) la tubería secundaria hasta la válvula de bloqueo que se utiliza normalmente para la Clase 2 (o consecuencia RBI apropiado) unidad tubería; d) todas las CMLs con información apropiada para localizar los CMLs; e) la orientación y la escala adecuada para proporcionar detalle legibles; f) los números de la tubería de circuito y los cambios; g) continuación los números de dibujo; h) la identificación de las reparaciones temporales. Inspección ISOs se recomiendan para todas las tuberías de la unidad y toda clase 1 (o alta consecuencia RBI) rack de tuberías tuberías en que CMLs se han definido para la medición de espesores. Métodos alternativos para tuberías rack de tuberías que describe adecuadamente el sistema sin ISOs puede ser utilizado. Inspección ISOs se recomiendan para la Clase 2 (o consecuencia RBI apropiado) tuberías rack con CML, excepto que dibujos de tipo rejilla se pueden usar si todos los otros detalles se muestran. El uso de datos locales o isométricos locales es aceptable para mostrar la ubicación de CML en dibujos de rejilla. Inspección ISOs no necesita ser dibujado a escala o mostrar las dimensiones menos que sea necesario para localizar CMLs.

7.7 Recomendaciones de inspección para reparación o sustitución Una lista de recomendaciones de reparación o reemplazo (incluye recomendaciones para las no conformidades) que la tubería de impacto

Se requiere integridad y se mantendrá vigente. El sistema de seguimiento de la recomendación deberá incluir: a) recomienda las medidas correctivas o de reparación y la fecha, b) la prioridad o fecha límite para la acción recomendada, c) identificador de sistema de tubería (por ejemplo, sistema de tuberías o número de circuito) que la recomendación afecta. Se requiere un sistema de gestión para el seguimiento y la revisión de las recomendaciones pendientes en forma periódica.

7.8 Registros de Inspección de las inspecciones externas Resultados de las inspecciones del sistema de tuberías externas deberán documentarse. Se recomienda un formato narrativo o lista de control al documentar resultados de la inspección. La ubicación de las inspecciones CUI, ya sea por el aislamiento remoción o ECM, debe ser identificados. La ubicación puede ser identificado mediante el establecimiento de una CML en la norma ISO inspección adecuada o con marcada-up ISOs de construcción e informes narrativos. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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7.9 Tuberías El fracaso e informes de fugas Las fugas y fallas en las tuberías que se producen como resultado de la corrosión, fisuras o daños mecánicos deberán notificarse, y registrado al propietario por el usuario. Al igual que con otras fallas de tuberías, fugas y fallas en los sistemas de tuberías deben ser investigadas a identificar y corregir la causa de la falla. Reparaciones temporales a los sistemas de tuberías deberán documentarse en la inspección registros.

7.10 Inspección Aplazamiento o Intervalo de revisión

Cualquier circuito de tuberías no haya sido inspeccionado dentro del intervalo establecido se considera atrasada para su inspección, a menos que un plan de inspección alternativa aceptable es establecida por un proceso de aplazamiento o el intervalo de inspección se revisa con análisis apropiado. Un aplazamiento es apropiado cuando intervalo actual del circuito de tuberías todavía se considera que es correcta dado el disponibles datos, sino una extensión de la fecha de inspección basado en un proceso de análisis de riesgos documentado es aceptable para la inspector. Aplazamientos son de una sola vez, extensiones temporales de inspección de tuberías fechas de vencimiento y no se considerarán las revisiones de intervalos de inspección. Una revisión intervalo de inspección es apropiado cuando la revisión de la condición de la tubería y la historia indica que la corriente intervalo de inspección fue demasiado conservadora o liberal. Requisitos básicos para las revisiones de intervalo son: a) la historia y la condición de las tuberías serán revisados por el inspector; b) las revisiones de intervalo deben ser documentadas por el inspector y deben incluir la base técnica de apoyo al revisión de intervalo; c) el inspector deberá aprobar una revisión al intervalo o aplazamiento. NOTA Si hay potencialmente cualquier tipo inusual de la degradación que participan en la inspección de los sistemas de tuberías, el inspector es aconsejó buscar la orientación del especialista ingeniero de tuberías o la corrosión antes de aprobar cambios de intervalo.

8 reparaciones, reformas, y la recalificación de los sistemas de tuberías 8.1 Reparaciones y Alteraciones 8.1.1 general Los principios de la ASME B31.3 o el código para la que el sistema de tuberías se construyó se seguirán en la medida

práctica para reparaciones en servicio. ASME B31.3 está escrito para el diseño y construcción de sistemas de tuberías. Sin embargo, la mayoría de los requisitos técnicos de diseño, soldadura, el examen y materiales también se pueden aplicar en la inspección, recalificación, reparación y alteración de los sistemas de tuberías de funcionamiento. Cuando ASME B31.3 no puede ser seguido por su nueva la cobertura de la construcción (como revisadas o nuevas especificaciones de los materiales, los requisitos de inspección, seguro de calor tratamientos y pruebas de presión), el ingeniero de la tubería o inspector se guiarán por API 570 en lugar de la estricta conformidad a ASME B31.3. Como ejemplo de la intención, la frase "principios de ASME B31.3" se ha empleado en API 570, en lugar de "de acuerdo con ASME B31.3." Los principios y prácticas de la API RP 577 también se deben seguir para todas las reparaciones y modificaciones soldadas.

8.1.2 Autorización Toda reparación y alteración obra se hará por una organización de reparación como se define en la Sección 3 y deberá ser autorizada por el inspector antes de su comienzo. Autorización para Trabajos de transformación de un sistema de tuberías que no se puede dar sin previa consulta con, y aprobación por el ingeniero de tuberías. El inspector designará los puntos de retención de inspección Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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API 570 requerido durante la secuencia de reparación o alteración. El inspector podrá dar autorización general previa limitada o reparaciones y procedimientos de rutina, siempre que el inspector está satisfecho con la competencia de la organización de reparación.

8.1.3 Aprobación Todos los métodos propuestos de diseño, ejecución, materiales, procedimientos de soldadura, la exploración y las pruebas serán aprobado por el inspector o por el ingeniero de la tubería, según corresponda. La aprobación del propietario / usuario en operación de soldadura es requerido. Soldadura reparaciones de grietas que se produjeron en el servicio no debe intentarse sin consulta previa con la tubería ingeniero con el fin de identificar y corregir la causa del agrietamiento. Ejemplos son grietas sospechosos de estar causado por la vibración, ciclos térmicos, los problemas de expansión térmica, y agrietamiento ambiental. El inspector deberá aprobar todas las reparaciones y la alteración de trabajo en puntos de espera designados y después de las reparaciones y alteraciones se han completado satisfactoriamente de acuerdo con los requisitos de API 570.

8.1.4 Las reparaciones de soldadura (Incluyendo on-stream) 8.1.4.1 Las reparaciones temporales Para las reparaciones temporales, incluyendo en funcionamiento, un cerco completo soldada recinto manga o de tipo caja dividida diseñada por el ingeniero de la tubería se puede aplicar sobre el área dañada o corroída. Ver ASME PCC-2 para más información sobre reparaciones temporales a los sistemas de tuberías. Grietas longitudinales no deberán ser reparadas de esta manera a menos que la tubería ingeniero ha determinado que no se espera que las grietas se propaguen de debajo de la manga. En algunos casos, el

ingeniero de la tubería deberá consultar con un analista de la fractura. El diseño de los recintos temporales y reparaciones será aprobado por el ingeniero de la tubería. Si el área de reparación se localiza (por ejemplo, picaduras o agujeros) y el SMYS del tubo no es superior a 40.000 psi (275,800 kPa), y un análisis de aptitud para el servicio muestra es aceptable, una reparación temporal puede ser hecha por el filete soldar un acoplamiento dividida adecuadamente diseñado o parche placa sobre la zona sin hueso o localmente adelgazada (ver 8.2.3 para el diseño consideraciones y el Anexo C para un ejemplo). El material para la reparación deberá coincidir con el metal base menos que sea aprobado por el ingeniero de la tubería. Un parche filete soldado no debe instalarse en la parte superior de un parche filete soldada existente. Cuando la instalación de un parche filete-soldada adyacente a un filete de parche soldada existente, la distancia mínima entre la punta de la soldadura de filete no deberá ser inferior a: dónde D

es el diámetro interior en pulgadas (milímetros); t

es el espesor mínimo requerido del parche filete soldadas en pulgadas (milímetros). Para fugas menores, recintos diseñados adecuadamente pueden soldarse sobre la fuga, mientras que el sistema de tuberías está en servicio, siempre que el inspector está satisfecho de que sigue siendo un espesor suficiente en la zona de la soldadura y las tuberías componente puede soportar la soldadura sin la probabilidad de un mayor daño material, tal como del servicio cáustica. Reparaciones temporales deben ser removidos y reemplazados con una reparación permanente adecuada en la próxima disponibles oportunidad mantenimiento. Reparaciones temporales pueden permanecer en su lugar por un período más largo de tiempo sólo si aprobado y

documentado por el ingeniero de la tubería. Dt


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8.1.4.2 Reparaciones Permanentes Las reparaciones de defectos encontrados en componentes de tubería pueden realizarse mediante la preparación de una ranura de soldadura que elimina completamente el defecto y luego llenar la ranura con el metal de soldadura depositado de acuerdo con 8.2. Áreas corroídas pueden restaurarse con el metal de soldadura depositado de acuerdo con 8.2. Las irregularidades de superficie y la contaminación, se retira antes de la soldadura. NDE métodos apropiados se aplicarán después de la finalización de la soldadura. Si es factible tomar el sistema de tuberías fuera de servicio, el área defectuosa puede ser retirado cortando una cilíndrico sección y su sustitución por un componente de tubería que cumpla con el código aplicable. Parches Insertar (parches ras) se pueden usar para reparar las zonas dañadas o corroídas si los siguientes requisitos son reunió: a) soldaduras de ranura de penetración completa se proporcionan; b) para los sistemas de clase 1 y clase 2 de tuberías, las soldaduras deberán ser 100% radiografiado o ultrasonidos prueba utilizando ECM procedimientos que son aprobados por el inspector;

c) los parches pueden ser de cualquier forma, pero deberán tener las esquinas redondeadas [1 pulg. (25 mm) radio mínimo]. Ver ASME PCC-2 para más información sobre reparaciones soldadas a los sistemas de tuberías.

8.1.5 Reparaciones Nonwelding (on-stream) Reparaciones temporales de secciones adelgazadas localmente o defectos circunferenciales lineales se pueden hacer en funcionamiento mediante la instalación de un envolturas recinto aplicada (por ejemplo, de fijación atornillada, abrigo compuesto no metálico, metálicos y epoxi adecuadamente diseñado y, u otro no soldada aplica reparación temporal). El diseño deberá incluir el control de cargas de empuje axial Si la tubería componente que se adjunta es (o puede ser) insuficiente para controlar el empuje de presión. El efecto de encerrar (trituración) fuerzas en el componente también se considerarán. Ver ASME PCC-2 para obtener más información sobre la no metálica métodos de reparación envoltura compuestos. Durante plazos de entrega u otras oportunidades apropiadas, sellado de fugas temporales y dispositivos de fugas de disiparse, incluyendo válvulas, se extraerá y acciones apropiadas tomadas para restaurar la integridad original del sistema de tuberías. los inspector y / o ingeniero de tuberías deben participar en la determinación de los métodos y procedimientos de reparación. Fuga temporal sellado y fuga disipar dispositivos pueden permanecer en el lugar durante un período de tiempo más largo si aprobado y documentado por el ingeniero de la tubería. Procedimientos que incluyen sellado de fluidos ("bombeo") para tuberías de proceso de fugas deben ser revisados a la aceptación de la inspector o ingeniero de la tubería. La revisión debe tener en cuenta la compatibilidad del sellador con el material de fugas; la presión de bombeo en la abrazadera (especialmente cuando se re-bombeo) y cualesquiera fuerzas de aplastamiento resultantes; y; el riesgo de sellador que afecta a los medidores de flujo aguas abajo, válvulas de alivio, o maquinaria; el riesgo de fuga subsiguiente

en roscas de los pernos que causan corrosión o corrosión bajo tensión de los tornillos; y el número de veces que el área del sello es repumped. Ver ASME PCC-2 para más información sobre reparaciones temporales no soldadas para sistemas de tuberías.

8.2 Soldadura y Hot Tapping 8.2.1 general Toda reparación y alteración de soldadura se hará de conformidad con los principios de ASME B31.3 o el código para que el sistema de tuberías se construyó. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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54 API 570 Cualquier soldadura realizada sobre componentes de tuberías en operación se hará de acuerdo con API 2201. El inspector deberá utilizar como mínimo el "sugerido Hot Tap Lista de comprobación" que figura en el API de 2 201 para hot tapping realizado en tuberías componentes. Ver API 577 para obtener más instrucciones sobre hot tapping y soldadura en servicio.

8.2.2 Los procedimientos, requisitos y Registros La organización de reparación deberá utilizar soldadores y procedimientos de soldadura calificado de acuerdo con ASME B31.3 o al

código para la que se construyó la tubería. Ver API 577 para obtener orientación sobre los procedimientos de soldadura y cualificaciones. La organización de reparación deberá mantener registros de los procedimientos de soldadura y las calificaciones de desempeño del soldador. Estas registros estarán a disposición del inspector antes del inicio de la soldadura.

8.2.3 Precalentamiento y PWHT 8.2.3.1 general Consulte la API 577 para obtener orientación sobre el precalentamiento y PWHT.

8.2.3.2 El precalentamiento Temperatura de precalentamiento se utiliza en la fabricación de las reparaciones de soldadura se hará de conformidad con el código aplicable y cualificado procedimiento de soldadura. Excepciones para reparaciones temporales deberán ser aprobadas por el ingeniero de la tubería. El precalentamiento a no menos de puede ser considerado como una alternativa a PWHT para alteraciones o reparaciones de 300 ° F (150 ° C) sistemas de tuberías PWHT inicialmente como un requisito del código (ver nota). Esto se aplica a la tubería construida de los aceros P-1 enumerados en ASME B31.3. P-3 aceros, con la excepción de los aceros MnMo, también pueden recibir el 300 ° F (150 ° C) como mínimo alternativa de precalentamiento cuando la temperatura de funcionamiento del sistema de tuberías es suficiente para proporcionar la resistencia razonable alta y cuando no hay peligro de identificación asociada con la prueba de presión, apagado y arranque. El inspector debe determinar que la temperatura mínima de precalentamiento se mide y se mantiene. Después de la soldadura, la articulación debe inmediatamente ser cubiertos con aislamiento para ralentizar la velocidad de enfriamiento. NOTA El precalentamiento no se puede considerar como una alternativa a la prevención de agrietamiento ambiental.

Los sistemas de tuberías construidas con otros aceros requieren inicialmente PWHT normalmente son térmico después del soldeo tratarse si las alteraciones o se llevan a cabo las reparaciones que implican soldadura de retención de presión. El uso de la alternativa de precalentamiento requiere la consulta con el ingeniero de la tubería que se debe considerar la posibilidad de agrietamiento ambiental y si la soldadura procedimiento proporcionará la resistencia necesaria. Ejemplos de situaciones en las que esta alternativa podría ser considerado incluir las soldaduras de sellado, la acumulación de metal de soldadura de las áreas delgadas y clips de apoyo soldadura.

8.2.3.3 PWHT PWHT de reparaciones del sistema de tuberías o alteraciones se debe hacer uso de los requisitos aplicables de ASME B31.3 o el código para la que se construyó la tubería. Ver 8.2.2.2 para un procedimiento de precalentamiento alternativa para algunos PWHT requisitos. Excepciones para reparaciones temporales deberán ser aprobadas por el ingeniero de la tubería. PWHT local puede ser sustituido por 360 ° de anillamiento en reparaciones locales en todos los materiales, siempre las siguientes precauciones y se aplican los requisitos. a) La solicitud es revisada y un procedimiento desarrollado por el ingeniero de la tubería. b) En la evaluación de la idoneidad de un procedimiento, se tendrá en cuenta a los factores aplicables, tales como metal común espesor, gradientes térmicos, las propiedades del material, los cambios resultantes de PWHT, la necesidad de penetración completa soldaduras y superficie y exámenes volumétricos después PWHT. Además, las cepas globales y locales y Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT

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S ISTEMAS 55 distorsiones resultantes del calentamiento de una zona restringida local de la pared de la tubería se considerarán en el desarrollo y la evaluación de los procedimientos PWHT. c) Un precalentamiento de 150 ° C (300 ° F), o superior según lo especificado por los procedimientos de soldadura específicos, se mantiene mientras se suelda. d) La temperatura PWHT requerida deberá mantenerse a una distancia de no menos de dos veces el metal común espesor medido de la soldadura. La temperatura PWHT será supervisada por un número adecuado de termopares (un mínimo de dos) en función del tamaño y la forma del calor zona a tratar. e) el calor controlado se aplicará también a cualquier conexión sucursal u otro archivo adjunto dentro del área PWHT. f) El PWHT se lleva a cabo para el cumplimiento del código y no para resistencia al agrietamiento ambiental.

8.2.4 Diseño Las juntas a tope serán soldaduras de ranura de penetración completa. Componentes de tuberías se sustituyen cuando es probable que sea inadecuada reparación. Nuevas conexiones y reemplazos deberán ser diseñadas y fabricadas de acuerdo con los principios del código aplicable. El diseño de los recintos temporales y las reparaciones deberán ser aprobados por el ingeniero de la tubería. Nuevas conexiones pueden ser instalados en los sistemas de tuberías siempre el diseño, ubicación y método de fijación ajustarse a los principios del código aplicable. Parches Filete soldadas requieren consideraciones de diseño especiales, sobre todo en relación con la eficiencia y la grieta-junta de soldadura

la corrosión. Parches Filete soldadas deberán ser diseñados por el ingeniero de la tubería. Un parche puede ser aplicado a la externa superficies de la tubería, siempre que esté de acuerdo con 8.1.3 y cumple con cualquiera de los siguientes requisitos: a) el parche propuesto proporciona resistencia de diseño equivalente a una abertura reforzada diseñada de acuerdo con la código aplicable; b) el parche propuesto está diseñado para absorber la tensión de la membrana de la parte de una manera que está de acuerdo con los principios del código de su caso, si se cumplen los siguientes criterios: 1) la tensión de la membrana permisible no se exceda en la parte de tubería o el parche, 2) la cepa en el parche no da lugar a tensiones de soldadura de filete excedan tensiones admisibles para estas soldaduras, 3) un parche superposición tendrá esquinas redondeadas (véase el anexo C). Diferentes componentes en el mismo sistema de tuberías o circuito pueden tener diferentes temperaturas de diseño. Al establecer el temperatura de diseño, se dará cuenta de procesar temperaturas de fluidos, la temperatura ambiente, la calefacción y la refrigeración temperaturas medios de comunicación y el aislamiento.

8.2.5 Materiales Los materiales utilizados en la fabricación de reparación o modificación serán de reconocida calidad soldables, deberán ajustarse a la aplicable código y deberá ser compatible con el material original. Para conocer los requisitos de verificación de materiales, véase 5.8.

8.2.6 ECM La aceptación de una reparación o alteración soldada incluirá ECM de acuerdo con el código aplicable y el propietario / las especificaciones del usuario, a menos que se especifique lo contrario en el API 570. Los principios y prácticas del API 577 también será Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API

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56 API 570 seguido. Cuando se requieren exámenes superficiales y volumétricas, deberán estar de acuerdo con ASME BPVC Sección V (o equivalente).

Prueba 8.2.7 Presión Una vez finalizada la soldadura, se realizará una prueba de presión de acuerdo con 5.8 si es práctico y que se considere necesaria por el inspector. Las pruebas de presión que normalmente se requieren después de alteraciones y reparaciones mayores. Ver ASME PCC2 para obtener más información sobre la realización de pruebas de presión. Cuando una prueba de presión no es necesario ni práctico, ECM será utilizada en lugar de una prueba de presión. Sustituyendo procedimientos ECM apropiados para una prueba de presión después de una alteración, recalificación, o la reparación pueden llevar a cabo sólo después de consultar con el inspector y el ingeniero de tuberías. Para aislamiento existente líneas que se están probando la presión después de las reparaciones, recalificación, o alteraciones, no es necesario quitar el aislamiento en todos los soldaduras existentes. Las pruebas de presión con tiempos y observaciones de los indicadores de presión de retención más largos pueden ser sustituidos por aislamiento pelar cuando los riesgos asociados a la fuga debajo del aislamiento son aceptables. Cuando no es práctico realizar una prueba de presión de una soldadura de cierre final que se une a una sección nueva o de reemplazo de

tuberías a un sistema existente, todos los siguientes requisitos quedará satisfecho. a) La tubería nueva o de reemplazo se prueba la presión y examinada de acuerdo con el código aplicable rige el diseño del sistema de tuberías, o si no es práctico, soldaduras se examinó con Nde apropiado, como especificada por el inspector de tuberías autorizado. b) La soldadura de cierre es una penetración total extremo-soldadura entre cualquier tubería o componente de tubería estándar de igual diámetro y espesor, alineados axialmente (no corte a inglete), y de materiales equivalentes. Alternativas aceptables son: 1) slip-on bridas para casos de diseño hasta la clase 150 y 500 ° F (260 ° C); y 2) racores soldados bridas o racores soldados sindicatos para los tamaños NPS 2 o menos y casos de diseño de hasta Clase 150 y 500 ° F (260 ° C). Un espaciador diseñado para la soldadura socket o algún otro medio se utilizará para establecer un mínimo 1 / 16 in. (1,6 mm) brecha. Soldaduras de corriente debe estar por ASME B31.3 y deberán tener un mínimo de dos pases. c) Cualquier cierre de extremo-soldadura final será del 100% RT; o la detección de fallas por ultrasonido ángulo de haz se puede utilizar, siempre Se han establecido los criterios de aceptación pertinentes. d) MT o PT se llevarán a cabo en la pasada de raíz y de la soldadura terminada para empalmar-soldaduras y en la soldadura terminada de filete-soldaduras. El propietario / usuario deberá especificar cizalla UT examinadores de onda de la industria cualificado para soldaduras de cierre que no han sido

prueba de presión y para las reparaciones reparaciones de soldadura soldadura identificados identificados por por el ingeniero de la tubería o tuberías inspector autorizado.

8.3 Re-calificación Re-calificación de los sistemas de tuberías cambiando el grado de la temperatura o de la PSMA puede hacerse sólo después de todo lo siguiente se cumplen los requisitos. a) Los cálculos se realizan por el ingeniero de la tubería o el inspector. b) Todos los re-clasificaciones re-clasificaciones se establecerán establecerán de acuerdo con con los requisitos requisitos del código para que el sistema de tuberías era construido o por cálculo utilizando los métodos apropiados en la última edición del código aplicable. c) los registros de inspección inspección actuales verificar que el sistema de tuberías es satisfactorio para las condiciones de servicio propuestas y que Se proporciona la tolerancia de corrosión apropiado. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, reventa, 09/26/2010 09/26/2010 03:03:05 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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N SERVICIO yo NSPECCIÓN ,R CIONES ,R Epair , Y LA LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 57 d) los sistemas de tuberías Rerated se prueba para detectar fugas de acuerdo con el código a la que se construyó el sistema de tuberías o la última edición del código aplicable para las nuevas condiciones de servicio, a menos que los registros documentados indican una prueba de fuga anterior anterior se llevó llevó a cabo en en mayor que que o igual a la presión presión de prueba para la nueva condición. condición. Un aumento aumento en la temperatura de calificación que no afecta a la tensión de tracción permisible no requiere una prueba de fugas. e) El sistema de tuberías está marcada para afirmar que los dispositivos de alivio de la presión requerida están presentes, se establecen en el presión adecuada, adecuada, y tiene la capacidad capacidad adecuada adecuada a la presión presión establecida. establecida.

f) El sistema de tuberías de re-calificación es aceptable para el inspector o tuberías ingeniero. g) Todos los componentes de tuberías en el sistema (tales como válvulas, bridas, tornillos, tornillos, juntas, juntas, embalaje embalaje y juntas juntas de dilatación) dilatación) son adecuada para la nueva combinación de presión y temperatura. h) la flexibilidad de tuberías es adecuado para los cambios de temperatura de diseño. i) los registros técnicos apropiados apropiados se actualizan. actualizan. j) Una disminución disminución de la temperatura temperatura mínima mínima de funcionamient funcionamientoo se justifica justifica por los resultados resultados de pruebas de impacto, si es requerido requerido por el código aplicable.

9 Inspección de tuberías t uberías enterradas 9.1 Generalidades Generalidades La inspección de tuberías de proceso enterrado (no regulados por el Departamento Departamento de Transporte de Estados Unidos) Unidos) es diferente de la otra inspección de tuberías de proceso, porque el deterioro externo significativo puede ser causada causada por por las condiciones condiciones del suelo y corrosivos corrosivos la inspección puede verse obstaculizado por la falta de acceso a las zonas afectadas de la tubería. Importante, no obligatorio referencias para la inspección de tuberías subterráneas son API 574 y los siguientes documentos: NACE RP0169, RP0274, y RP 0275; y API 651.

9.2 Tipos y métodos de inspección 9.2.1 Por encima de grado Vigilancia Visual Indicaciones de fugas en tuberías enterradas pueden incluir un cambio en el contorno de la superficie de la tierra, la decoloración de la suelo, reblandecimiento del asfalto pavimentación, la formación de la piscina, los charcos de agua burbujeante, u olor perceptible. Topografía de la ruta de tuberías enterradas es un método para identificar las áreas problemáticas.

9.2.2 Encuesta Potencial Primer intervalo La encuesta potencial primer intervalo se realiza a nivel del suelo s uelo sobre la tubería enterrada se puede utilizar para localizar activos

puntos de corrosión en la superficie de la tubería. Células de corrosión pueden formar tanto en la tubería desnuda y recubierta donde los contactos de acero desnudo el suelo. Dado que el potencial en el área de la corrosión será sensiblemente diferente de un área adyacente en la tubería, la ubicación de la corrosión actividad puede determinarse por esta técnica de encuesta.

9.2.3 Tubería de revestimiento Encuesta de vacaciones La encuesta vacaciones revestimiento de la tubería se puede utilizar para localizar defectos de recubrimiento en los tubos recubiertos enterrados, y se puede utilizar en de nueva construcción, sistemas de tuberías para asegurar que el revestimiento está intacto y-vacaciones gratis. Más a menudo se utiliza para evaluar de servicio de revestimiento para tuberías enterradas que ha estado en servicio durante un período prolongado de tiempo. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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58 API 570 A partir de datos de la encuesta, la efectividad de recubrimiento y la velocidad de deterioro de recubrimiento se puede determinar. Esta información es utilizado tanto para la predicción de la actividad de la corrosión en un área específica y para la sustitución de la previsión del recubrimiento para control de la corrosión.

Resistividad del Suelo 9.2.4

La corrosión de las tuberías al descubierto o mal revestido es a menudo causada por una mezcla de diferentes suelos en contacto con el tubo superficie. La corrosividad de los suelos puede ser determinado por una medición de la resistividad del suelo. Los niveles más bajos de resistividad son relativamente más corrosivo que los niveles más altos, especialmente en áreas donde la tubería está expuesta a importantes cambios en la resistividad del terreno. Las mediciones de resistividad del terreno deben realizarse utilizando el método Wenner de cuatro pines de acuerdo con ASTM G57. En los casos de tubos paralelos o en las zonas de intersección de tuberías, puede ser necesario utilizar el Single-Pin Método para medir con precisión la resistividad del suelo. Para medir la resistividad de las muestras de suelo de los agujeros de barrena o excavaciones, un caja de suelo sirve como un medio conveniente para la obtención de resultados precisos. La profundidad de la tubería deberá ser considerado en la selección del método a utilizar y la ubicación de las muestras. los prueba y evaluación de los resultados deben ser realizados por personal capacitado y con experiencia en las pruebas de resistencia del suelo.

Monitoreo 9.2.5 Protección catódica Catódicamente tuberías enterradas protegida debe controlarse regularmente para asegurar niveles adecuados de protección. El monitoreo debe incluir la medición periódica y análisis de potenciales tubosuelo por personal capacitado y experimentado en el funcionamiento del sistema de protección catódica. Un control más frecuente de la protección catódica crítica componentes, tales como rectificadores de corriente impresa, es necesario para garantizar el funcionamiento del sistema fiable. Consulte NACE RP0169 y la Sección 11 del API 651 para la orientación aplicable a la inspección y el mantenimiento catódica los sistemas de protección de tuberías enterradas.

9.2.6 Métodos de inspección

Un número de técnicas de examen directos métodos disponibles que puede aplicarse a las tuberías y una más enterrados extensa guía para éstos se pueden encontrar en la API de 574. Algunos métodos pueden indicar la condición externa o pared de la tuberías, mientras que otros métodos sólo indican la condición interna. Ejemplos son los siguientes. a) Dentro de la línea de inspección (ILI) herramientas comúnmente referidos como "inteligente" o "pigging inteligente". Este método implica la inserción y desplazamiento de un dispositivo (pig) a través de la tubería ya sea mientras está en servicio o después de que se ha eliminado del servicio. Una amplia gama de dispositivos están disponibles empleando diferentes métodos de inspección utilizando magnética pérdida de flujo (MFL, UT, óptica, láser y técnicas electromagnéticas). La cola para ser evaluado debe ser libre de las restricciones que sería hacer que el dispositivo se pega dentro de la línea. El grado y el número de curvas en una línea pueden restringir la aplicación de algunas tecnologías. La línea debe también tienen instalaciones para el lanzamiento y la recuperación los cerdos o tienen un acceso que permite la adición de lanzamiento temporal / recepción de capacidades. b) cámaras de vídeo cámaras-Televisión están disponibles que se pueden insertar en la tubería. Estas cámaras pueden proporcionar información inspección visual de la condición interna de la línea. c) Excavación-En muchos casos, el único método de inspección disponibles que se pueden realizar está desenterrando la tubería con el fin de inspeccionar visualmente la condición externa de la tubería y para evaluar su espesor y condición interna usando los métodos descritos en 5.5.5. Se debe tener cuidado en la eliminación de la suciedad de encima y alrededor de la tuberías para evitar dañar la capa de línea o línea. Los últimos milímetros (pulgadas) del suelo deben ser retirados manualmente para evitar esta posibilidad. Si la excavación es lo suficientemente profunda, los lados de la zanja deben ser adecuadamente

apuntalado para evitar su colapso, de acuerdo con las regulaciones de OSHA, en su caso. Si el recubrimiento o envoltura se deteriora o daña, debe ser eliminado en esa zona para inspeccionar el estado del subyacente metal. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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P Iping yo NSPECCIÓN C ODE : YO N SERVICIO yo NSPECCIÓN ,R CIONES

,R Epair , Y LA LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 59 d) aplicar externamente técnicas de cribado. Una serie de tecnologías ya están disponibles que se pueden aplicar externamente a la tubería en un lugar y la pantalla seleccione zonas de esa posición. Estas técnicas pueden requerir alguna excavación considerable pero menos de un acceso completo descrito anteriormente. Típico de estas técnicas se LR UT refiere a menudo como onda guiada UT. Estas tecnologías permiten 15 pies o distancias más largas para ser examinados desde una instalación para proporcionar una evaluación de selección de la tubería. La distancia recorrida y el grado de detección / precisión es una función de la tecnología aplicada y las condiciones de tuberías incluyendo grado de corrosiones, revestimientos externos e internos y las condiciones del suelo. Otras tecnologías que emplean ultrasonidos se pueden usar para cribar varios pies de un lugar y son útiles para evaluación de los daños en lugares como suelo para interfaces aéreas.

9.3 Frecuencia y Amplitud de Inspección 9.3.1 Por encima de grado Vigilancia Visual

El propietario / usuario debe, a intervalos de aproximadamente seis meses inspeccionar las condiciones de la superficie de y adyacente a cada ruta tubería (ver 9.2.1).

9.3.2-Pipe-al suelo Encuesta Potencial Una encuesta potencial de cerca de intervalo en una línea de protección catódica se puede usar para verificar que la tubería enterrada tiene una potencial de protección en toda su longitud. Para tuberías mal revestidos donde los potenciales de protección catódica son inconsistente, la encuesta puede realizarse a intervalos de cinco años para la verificación de control de la corrosión continua. Para tuberías sin protección catódica o en zonas donde se han producido fugas debido a la corrosión externa, un suelo tubería-toencuesta potencial puede llevar a cabo a lo largo de la ruta de la tubería. La tubería se debe excavar en los sitios donde activas células de corrosión han sido localizados para determinar la extensión del daño a la corrosión. Un perfil de potencial continua o una reconocimiento minucioso intervalo puede ser necesaria para localizar las células de corrosión activos.

9.3.3 Tubería de revestimiento Encuesta de vacaciones La frecuencia de las encuestas de vacaciones de revestimiento de tubería generalmente se basa en indicios de que otras formas de control de la corrosión son ineficaz. Por ejemplo, en un tubo revestido donde hay pérdida gradual de los potenciales de protección catódica o una externa fuga de la corrosión se produce en un defecto de revestimiento, una encuesta vacaciones revestimiento de la tubería puede ser utilizado para evaluar el revestimiento.

Corrosividad 9.3.4 Suelo Para tuberías enterradas en longitudes superiores a 100 pies (30 m) y no catódicamente protegidas, las evaluaciones de la corrosividad del suelo debe realizarse en intervalos de cinco años. Mediciones de resistividad del suelo se pueden usar para la clasificación relativa de la corrosividad del suelo (véase 9.1.4). Otros factores que pueden justificar la consideración son los cambios en la química del suelo y

los análisis de la resistencia a la polarización de la interfaz del suelo y la tubería.

9.3.5 Protección catódica Si la tubería está protegido catódicamente, el sistema debe ser monitoreado a intervalos de conformidad con la Sección 10 del NACE RP0169 o API 651.

9.3.6 Intervalos externos e Inspección Interna Si se espera que la corrosión interna de la tubería enterrada, como resultado de la inspección en la parte de grado por encima de la línea, intervalos y métodos para la parte enterrada de inspección se deben ajustar en consecuencia. El inspector debe ser conocer y estudiar la posibilidad de acelerar la corrosión interna en deadlegs. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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60 API 570 La condición externa de la tubería enterrada que no está protegido catódicamente debe determinarse por cualquiera de rascado, que puede medir el espesor de pared, o mediante la excavación de acuerdo con la frecuencia dada en la Tabla 5. Significativo externa la corrosión detectada por rascado o por otros medios puede requerir la excavación y la evaluación, incluso si la tubería es protección catódica.

Las tuberías inspeccionadas periódicamente por la excavación deberán ser inspeccionados en longitudes de 6 pies 8 pies (2,0 ma 2,5 m) en una o más ubicaciones juzgados ser más susceptibles a la corrosión. Tuberías excavado debe ser inspeccionado circunferencia completa para el tipo y extensión de la corrosión (picaduras o general) y la condición del revestimiento. Si la inspección revela recubrimiento dañado o tuberías corroídas, tubería adicional se excavó hasta la extensión de la condición se identifica. Si el espesor medio de la pared es igual o menor grosor de la jubilación, el mismo será reparado o reemplazado. Si la tubería está contenida dentro de una cañería de la cubierta, la condición de la carcasa debe ser inspeccionado para determinar si el agua y / o el suelo ha entrado en la carcasa. El inspector debe verificar lo siguiente: a) ambos extremos de la carcasa se extienden más allá de la línea de tierra, b) los extremos de la carcasa están selladas si la carcasa no es auto-drenaje, y c) la tubería de presión-libros es adecuadamente recubierto y envuelto.

9.3.7 Prueba de fugas Intervalos Una alternativa o complemento a la inspección es la prueba de fugas de líquido a una presión de al menos 10% mayor que el máximo presión de funcionamiento a intervalos de un medio de la longitud de los que se muestran en la Tabla 5 para las tuberías no protegida catódicamente y en los mismos intervalos, como se muestra en la Tabla 5 para tuberías con protección catódica. La prueba de fugas se debe mantener durante un período de 8 horas. Cuatro horas después de la presurización inicial del sistema de tuberías, la presión debe tenerse en cuenta y, si necesario, la línea a presurizar a la presión de prueba original y aislado de la fuente de presión. Si, durante el resto del período de prueba, la presión disminuye más del 5%, la tubería debe ser inspeccionado visualmente externamente y / o inspeccionados internamente para encontrar la fuga y evaluar el grado de corrosión. Mediciones de Sonic pueden estar útil en la localización de fugas durante la prueba de fugas.

Tuberías enterradas también puede ser una encuesta para la integridad utilizando volumétricos o presión métodos de prueba de temperatura corregida. Otros métodos de ensayo de fugas alternativa implican examen de emisión acústica y la adición de un fluido trazador a la línea de presión (como el helio o hexafloride azufre). Si el trazador se añade al líquido de servicio, el propietario / usuario deberá confirmar la idoneidad para el proceso y el producto.

9.4 Las reparaciones de sistemas de tuberías enterradas 9.4.1 Las reparaciones de revestimientos Cualquier recubrimiento eliminado inspección será renovado e inspeccionado adecuadamente. Para las reparaciones de revestimiento, el inspector debe estar seguro de que el recubrimiento cumple con los siguientes criterios: a) que tiene una adhesión suficiente a la tubería para evitar la migración de la humedad debajo de la película,

Tabla 5-Frecuencia de la Inspección de tuberías enterradas Sin eficaz protección catódica Resistividad del suelo (ohm-cm) Inspección Intervalo (años) <2000 de cinco 2.000 a 10.000 10 > 10000 15 Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT


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P Iping yo NSPECCIÓN C ODE : YO N SERVICIO yo NSPECCIÓN ,R CIONES ,R Epair , Y LA LTERATION DE P Iping S

ISTEMAS 61 b) es lo suficientemente dúctil para resistir el agrietamiento, c) que es libre de huecos y vacíos en el revestimiento (vacaciones), d) tiene una resistencia suficiente para resistir el daño debido a la manipulación y el estrés del suelo, e) que puede soportar ningún tipo de protección catódica complementaria. Además, la reparación de revestimiento pueden ser probados utilizando un detector de vacaciones de alto voltaje. La tensión de detector será ajustado al valor apropiado para el material de recubrimiento y el espesor. Cualquier vacaciones encontradas serán reparados y repetir la prueba.

9.4.2 Reparaciones Clamp Si las fugas de tuberías se sujetan y enterrados de nuevo, la ubicación de la pinza se registra en el registro de inspección y mayo ser la superficie marcada. Tanto el marcador y el registro se tenga en cuenta la fecha de instalación y la ubicación de la abrazadera. Todas abrazaderas se consideran temporales. La tubería debe ser reparado de forma permanente en la primera oportunidad.

9.4.3 Las reparaciones soldadas Reparaciones soldadas se harán de acuerdo en el punto 8.2.

9.5 Registros Sistemas de registro para tuberías enterradas deben ser mantenidos de acuerdo con 7.6. Además, un registro de la ubicación y se mantendrá la fecha de instalación de abrazaderas temporales. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT

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Anexo A (informativo)

Certificación de Inspector Examen A.1 Un examen escrito para certificar inspectores en el ámbito del API 570 se basa en la API actual 570 organismo de certificación inspector del conocimiento como una publicación de la API.

Certificación A.2 Se emitirá una API 570 autorizada tuberías certificación inspector cuando un solicitante ha superado con éxito la API 570 examen de certificación y satisface los criterios para la experiencia y la educación. La educación y la experiencia, cuando combinado, será igual a al menos uno de los siguientes: a) una licenciatura en ciencias en ingeniería o la tecnología, además de un año de experiencia en la supervisión de actividades de inspección o la realización de actividades de inspección como se describe en API 570; b) un grado de dos años o certificado en ingeniería o la tecnología, además de dos años de experiencia en el diseño, construcción, reparación, inspección, o el funcionamiento de los sistemas de tuberías, de los cuales un año debe estar en la supervisión de actividades de inspección o la realización de actividades de inspección como se describe en API 570; c) un diploma de escuela secundaria o su equivalente, más tres años de experiencia en el diseño, construcción, reparación, inspección,

o el funcionamiento de los sistemas de tuberías, de los cuales un año debe estar en la supervisión de las actividades de inspección o la realización de actividades de inspección como se describe en API 570; d) un mínimo de cinco años de experiencia en el diseño, construcción, reparación, inspección, o el funcionamiento de la tubería sistemas, de los cuales un año debe estar en la supervisión de las actividades de inspección o ejecución de las actividades de inspección como se describe en API 570.

Recertificación A.3 A.3.1 Recertificación se requiere tres años desde la fecha de emisión de la API 570 autorizada inspector de tuberías certificado. Recertificación por el examen escrito será requerido para los inspectores de tuberías autorizadas que no han sido participando activamente como inspectores de tuberías autorizados en la más reciente período de certificación de tres años y para inspectores de tuberías autorizadas que no han aprobado previamente el examen. Exámenes se hará de acuerdo con todo disposiciones contenidas en API 570.

A.3.2 "activamente comprometido como inspector tuberías autorizado" se definirá como un mínimo del 20% del tiempo dedicado la realización de las actividades de inspección o supervisión de las actividades de inspección, o soporte de ingeniería de las actividades de inspección, como se describe en la API 570, durante el más reciente período de certificación de tres años. NOTA Las actividades de inspección comunes a otros documentos de inspección API (ECM, el mantenimiento de registros, la revisión, de los documentos de soldadura, etc.) puede ser considerado aquí.

A.3.3 Una vez cada dos período de recertificación (cada seis años), los inspectores participan activamente como tuberías autorizado inspector deberá demostrar conocimiento de las revisiones a API 570 que fueron instituidos durante los seis años anteriores. Esta

requisito será efectiva seis años desde la fecha de la certificación inicial del inspector. Los inspectores que no han sido participando activamente como inspector tuberías autorizado en la más reciente período de certificación de tres años deberá recertificar como se requiere en A.3.1. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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Anexo B (informativo)

Las solicitudes de Interpretaciones B.1 Introducción API considerará las solicitudes por escrito para la interpretación de la API de 570. El personal de la API harán que tales interpretaciones por escrito después consulta, si es necesario, con los oficiales de los comités apropiados y los miembros del comité. El API comité responsable de mantener API 570 se reúne regularmente para considerar solicitudes escritas de interpretaciones y revisiones, y desarrollar nuevos criterios según lo dictado por el desarrollo tecnológico. Las actividades del comité en este respecto son estrictamente limitados a las interpretaciones de la última edición de API 570 o para el examen de las revisiones de la API 570 en base a los nuevos datos o tecnología.

Como cuestión de política, la API no aprueba, certifica, tasa, ni aprueba cualquier artículo, la construcción, el dispositivo de propiedad, o la actividad; y, en consecuencia, se devolverán las consultas que requieren tal consideración. Por otra parte, API no actúa como una consultor en problemas de ingeniería específicos o en la comprensión o la aplicación de las normas generales. Si, sobre la base de la información de investigación presentado, es la opinión del comité que el investigador debe buscar la ingeniería o la asistencia técnica, la investigación será devuelto con la recomendación de que puede obtener este tipo de asistencia. Se devolverán todas las investigaciones que no proporcionan la información necesaria para la comprensión completa.

Formato mensaje B.2 Las preguntas se limitarán estrictamente a las solicitudes de interpretación de la última edición de API 570 o para el examen de revisiones a API 570 sobre la base de nuevos datos o de la tecnología. Las preguntas se presentarán en el siguiente formato: a) Alcance-La investigación deberá incluir un solo tema o temas estrechamente relacionados. Una carta de investigación sobre serán devueltos temas no relacionados. b) de fondo La carta consulta deberá indicar el propósito de la investigación, que será o bien para obtener una interpretación del API 570 o proponer la consideración de una revisión de API 570. La carta deberá proporcionar de forma concisa el la información necesaria para la completa comprensión de la investigación (con bocetos, según sea necesario) e incluyen referencias a los aplicables edición, revisión, párrafos, figuras y tablas. c) Solicitud-La solicitud se hará constar en un formato de preguntas condensado y preciso, omitiendo fondo superfluos información y, en su caso, compuesto de tal manera que "sí" o "no" (tal vez con salvedades) sería una respuesta adecuada. Esta declaración de investigación debe ser técnica y editorialmente correcta. El investigador deberá indicar lo que

o ella cree API 570 requiere. Si en opinión del investigador es necesaria una revisión de API 570, el investigador deberá proporcionar redacción recomendada. Presentar la solicitud de interpretación a la solicitud del API para el sitio web de Interpretación en: http://apiti.api.org.

Solicitud B.3 para Respuestas de interpretación Las respuestas a la solicitud anterior para la interpretación se pueden encontrar en el sitio web del CDE en http://mycommittees.api.org/ normas / reqint / default.aspx. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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Anexo C (informativo)

Ejemplos de Reparaciones Reparaciones C.1 La soldadura manual que utiliza el gas de metal-arco o procesos de metal-arco protegido puede ser utilizado. Cuando la temperatura está por debajo de 50 ° F (10 ° C), electrodos de bajo hidrógeno, AWS E-XX16 o E-XX18, se utilizan cuando materiales de soldadura que se ajusten a la norma ASTM A-53, los grados A y B; A-106, los grados A y B; A-333; A-334; API 5L; y

otro material similar. Estos electrodos también se deben utilizar en los grados más bajos de material cuando la temperatura de la el material es inferior a 32 ° F (0 ° C). El ingeniero de la tubería debe ser consultado para casos relacionados con diferentes materiales. Cuando se utilizan AWS E-XX16 o E-XX18 electrodos de soldadura en los números 2 y 3 (véase la Figura C.1 a continuación), las perlas deberá se depositará comenzando en la parte inferior del ensamblaje y soldadura hacia arriba. El diámetro de estos electrodos deben no exceda 5 / 32 in. (4,0 mm). Los electrodos más grandes que 5 / 32 in. (4,0 mm) puede ser utilizado en soldadura número 1 (véase la Figura C.1), pero el diámetro no debe exceder 3 / 16 pulg. (4,8 mm). Las soldaduras longitudinales (número 1, Figura C.1) en el manguito de refuerzo estarán provistos de una cinta adecuada o acero dulce tira de soporte (ver nota) para evitar la fusión de la soldadura a la pared lateral de la tubería. NOTA Si la tubería original junto soldadura número 1 se ha comprobado a fondo por métodos ultrasónicos y es suficiente espesor para la soldadura, una tira de soporte no es necesario.

Todos los procedimientos de reparación y soldadura para líneas de corriente se ajustarán a la API de 2201.

Parches de reparación pequeñas C.2 El diámetro de los electrodos no debe exceder 5 / 32 in. (4,0 mm). Cuando la temperatura del material de base está por debajo de 32 ° F (0 ° C), se utilizará electrodos de bajo hidrógeno. Tejido de cordones de soldadura depositados con electrodos de bajo hidrógeno debería ser evitado. Todos los procedimientos de reparación y soldadura para líneas de corriente se ajustarán a la API de 2201. Ejemplos de parches de reparación pequeños se muestran a continuación en la Figura C.2. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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P Iping yo NSPECCIÓN C

ODE : YO N SERVICIO yo NSPECCIÓN ,R CIONES ,R Epair , Y LA LTERATION DE P Iping S ISTEMAS sesenta y cinco

Manga Reparación Figura C.1-Cerco Parches de reparación Figura C.2-Small 1 pulg. (25 mm) radio mínimo Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT


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Factura A (❏ Marque aquí si es la misma "nave") Nombre: Título: Compañía: Departamento: Dirección: Ciudad: Estado / Provincia: Postal / Código Postal: País: Teléfono: Fax: Email:

❏

Pago cerrado ❏

PO No. (Adjuntar copia) ❏

Cargue Mi Cuenta IHS No. ❏

VISA ❏

Tarjeta MasterCard ❏

American Express ❏

Diners Club ❏

Descubra Tarjeta de Crédito No .: Imprimir Nombre (tal como aparece en la tarjeta): Fecha de caducidad: Firma: Cantidad Título Cantidad Total parcial Impuesto sobre las ventas aplicable (véase más adelante) Cuota de Rush Shipping (ver más abajo) Envío y manipulación (ver más abajo)

Total (en dólares) ★

Para ser incluido en Orden Permanente para las ediciones futuras de esta publicación, coloque una marca de verificación en la columna de la SO y firmar aquí: Precios y disponibilidad sujetos a cambio sin previo aviso. Fecha: SO ★

Precio unitario ❏

API miembro (Compruebe si Sí) Embarcar (UPS no entregará a un apartado de correos) Nombre: Título: Compañía: Departamento: Dirección: Ciudad: Estado / Provincia: Postal / Código Postal: País: Teléfono: Fax: Email:

Órdenes de correo El pago por cheque o giro postal en dólares estadounidenses se requiere a excepción de las cuentas establecidas. Los impuestos estatales y locales, hay que añadir cuota de procesamiento de $ 10, y el envío del 5%. Enviar los pedidos por correo a: Publicaciones de la API, IHS, 15 Inverness Way Oriente, c / o ventas al por menor, Englewood, CO 80112 hasta 5776, EE.UU.. Ordenes de compra Las órdenes de compra son aceptadas de cuentas establecidas. Factura incluirá coste real de carga, un cargo de $ 10, más impuestos estatales y locales. Pedidos telefónicos Si lo solicita por teléfono, se añadirán un cargo de $ 10 y los costos de flete real a la orden. Impuesto de venta Todas las compras de Estados Unidos deben incluir estatal aplicable y el impuesto de ventas local. Los clientes que reclaman la exención de impuestos deben proporcionar IHS con una copia de su certificado de exención. (Órdenes de EE.UU.) Gastos de envío Las órdenes enviadas dentro de los EE.UU. se envían vía medios detectables. La mayoría de las ordenes son enviadas el mismo día. Actualizaciones de suscripción son enviados por correo de primera clase. Otras opciones, como el servicio al día siguiente, el servicio de aire, y la transmisión de fax están disponibles a un costo adicional. Llame 1-800-8547179 para más información. Envío (Pedidos internacionales) Envío internacional estándar es por servicio de mensajería aire. Actualizaciones de suscripción son enviados por World Mail. Expedición normal es 3-4 días a partir de fecha de envio. Fiebre tarifa de envío Próximo día las órdenes de entrega de carga es de $ 20, además de los cargos de transporte. Siguiente órdenes de entrega al día deben ser colocados antes de las 2:00 pm MST para asegurar entrega al día siguiente.

Devoluciones Todas las devoluciones deben ser previamente aprobados llamando al Departamento de Servicio al Cliente al 1-800-624-3974 IHS para obtener información y asistencia. Puede haber una tasa de reposición del 15%. Artículos especiales de orden, documentos electrónicos y materiales obsoletos de edad no se pueden devolver. El 1 de enero del 2009. Miembros API reciben un descuento del 30% en su caso. El descuento de miembro no se aplica a las compras realizadas con el propósito de reventa o para su incorporación en productos comerciales, cursos de formación, talleres, u otros empresas comerciales. Disponible a través de IHS: Pedidos telefónicos: 1-800-854-7179 (Llamada gratuita en los EE.UU. y Canadá) 303-397-7956 (Local e internacional) Órdenes Fax: 303-397-2740 Pedidos en Línea: global.ihs.com 2009 Publicaciones Formulario de pedido Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001

No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, --API 510, Presión Código inspección de navíos: Mantenimiento de Inspección, Evaluación, reparación y alteración API 574, Inspección de Prácticas para los componentes del sistema de tuberías RP 578, Programa de Verificación de materiales nuevos y existentes sistemas de tuberías de aleación API 579-1 / ASME FFS-1, Fitness por servicio Std 598, la válvula y pruebas Inspección RP 651, Protección catódica de tanques de superficie de almacenamiento $ 150.00 $ 146.00 $ 132.00 $ 118.00 $ 76.00 $ 102.00

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API proporciona recursos y programas adicionales para la industria del petróleo y el gas natural, que son basado en normas API. Para más información contacte:

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202-682-8070 Email: [email protected]

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DISEÑO PERFORADOR API PROGRAMA DE INSCRIPCIÓN Teléfono: 202-682-8490 Fax: 202-682-8070 Email: [email protected]

FORMACIÓN API PROVEEDOR PROGRAMA DE CERTIFICACIÓN (TPCP API TM

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Teléfono: 202-682-8490 Fax: 202-682-8070 Email: [email protected]

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) Teléfono: 202-682-8064 Fax: 202-682-8348 Email: [email protected]

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Fax: 202-682-8222 Email: [email protected] Echa un vistazo a las Publicaciones de la API, los programas, y servicios de catálogo en línea en www.api.org. Copyright 2008 - API, todos los derechos reservados. API, monograma API, APIQR, API Spec Q1, TPCP API, ICP, Universidad API y el logotipo de API son marcas comerciales o registradas marcas comerciales de API en los Estados Unidos y / o otros países. HAY MÁS De dónde salió. Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo Ofrecido por IHS bajo licencia con API Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001 No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS --`` ,,,, `,` `` ,, `` `` `` ,, `,` `,,,, -`-` `,, ,,`, `` ,, ---

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API 570 2009 Español

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