API 570 Codigo de Inspeccion de Tuberias

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

API 570 TERCERA EDICIÓN, noviembre 2009

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Contenido Página 1 Ámbito de aplicación………………………………………………………………………1 1.1 Aplicación General. . . . .. . . .. . . ………………. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1.2 Aplicaciones Específicas. . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1.3 Fitness-por-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 Las siglas y abreviaturas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . ………13 4 Propietario / Organización Inspección usuario. . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 4.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 4.2 Autorizado Piping Inspector Calificación y Certificación. . .. . . . . . . . . . . . . ...14 4.3 Responsabilidades. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ...15 5 de inspección, examen, y prácticas de pruebas de presión. .. . . . . . . . . . .. . . . 17 5.1 Planes de Inspección. . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . 17 5.2 Inspección Basada en Riesgo. . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 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 CML. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . …… 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 Inspección en Servicio de soldaduras. . . . .. . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 5.12 Inspección de Juntas de brida……………………. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 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 Cambios en la 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, tubería auxiliar, y rosca conexiones Inspecciones. . . . . . ……………………………………………………………………….. 41 6.7 Inspección y mantenimiento de los dispositivos de alivio de presión (PRD). . . . . . . . . ………………………………………………………………………………………... 42 7 Datos de Inspección de Evaluación, Análisis y grabación. . . .. . . . . . . .. . . . . . 44 7.1 Determinación tasa de corrosión. . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 7.2 Determinación PSMA. . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . 45 7.3 Determinación Requerido Grosor. . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 7.4 Evaluación de resultados de la inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 7.5 Análisis de tensión de tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 7.6 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 8 reparaciones, reformas, y Re-calificación …………………………………. . . . . . . 51 8.1 Las reparaciones y alteraciones. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . 51 8.2 Soldadura y Hot Tapping. . . . . . . . . . . . . . . .. .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53 8.3 Re-calificación. . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 9 Inspección de tuberías enterradas. . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 9.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 9.2 Tipos y métodos de inspección. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 9.3 Frecuencia y Amplitud de la Inspección. . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 9.4 Las reparaciones en sistemas de tuberías enterradas. .. . . . . . . . . . . . . . . . . 60 9.5 Registros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . 61 Anexo A (informativo) Certificación de Inspector. . . . . . . …. . . . . . . . . . . . . . . . . 62 Anexo B (informativo) Solicitudes de Interpretaciones. . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . 63 Anexo C (Informativo) Ejemplos de reparaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

Tablas 1 Algunos tipos de tuberías daños típicos y mecanismos. . . . .. . . . . . . . . . . . . . 21 2 recomendados intervalos máximos de inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 3 Grado Recomendado 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 Frecuencia de inspección para tuberías enterradas Sin eficaz protección catódica... . . . . ………………………………………………………………………………60

Figuras 1 Inyección Típico Point Piping Circuito. . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 C.1 manga Reparación cerco. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65 Parches de reparación pequeñas C.2. . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 65

Tuberías Código inspección: Inspección en Servicio, Clasificación, reparación y alteración de Sistemas de tuberías. 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 control de estados 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 comprometer un funcionamiento seguro. También es el intención de este código que los propietarios-usuarios Responderá a todas las resultados de la inspección que requieren acciones correctivas para asegurar el funcionamiento seguro de las tuberías. API 570 fue desarrollado para la industria de refinado de petróleo y de procesos químicos, pero se puede utilizar, siempre que sea práctico, 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 definen 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 todos los requisitos reglamentarios vigentes. Si los requisitos de este código son más estrictos que los requisitos reglamentarios, a continuación, prevalecerán los requisitos de este código.

1.2 Aplicaciones Específicas El término no metálicos tiene una definición amplia, pero en este código se refiere a los grupos reforzados con fibras de plástico abarcada por la siglas FRP genérico (fibra de vidrio reforzado con plástico) y GRP (plástico reforzado con fibra de vidrio). La no metálicos extruidos, generalmente homogéneos, tales como polietileno de alta y baja densidad se excluyen. Consulte la API 574 para obtener orientación sobre los problemas de degradación y de 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) de aguas ácidas y residuos peligrosos arroyos encima de los límites de umbral, como lo definen los reglamentos jurisdiccionales; f) los productos químicos peligrosos superiores a los umbrales, como lo definen los reglamentos jurisdiccionales; g) Los líquidos criogénicos, tales como: LN2, LH2, LOX y aire líquido; h) los gases de alta presión mayor que 150 psig tales como: Ghe, GH2, GOX, GN2 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, como lo definen los reglamentos jurisdiccionales; 2) el agua (incluidos los sistemas de protección contra incendios), vapor, vapor y condensado, agua de alimentación de calderas, y 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 Fitness por servicio e Inspección Basada en Riesgo (RBI) Este código de inspección reconoce conceptos de aptitud para el servicio de evaluación de daños en el servicio de los componentes con presión continua. API 579 proporciona procedimientos de evaluación detallados para determinados tipos de daños que se hace referencia en este código. Este código de 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 aplica la edición citada. Para las referencias sin fecha se aplica la última edición del documento de referencia (incluyendo cualquier modificación).

Publicación API 510, Código de inspección de recipientes a Presión: Mantenimiento de Inspección, Evaluación, reparación y alteración API Recommended Practice 571, mecanismos de daños que afectan equipos fijos en la industria de la refinación API Recommended Practice Componentes del sistema

574,

prácticas

de

inspección

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 materiales para conseguir nuevas y sistemas de tuberías existentes , Aptitud para el servicio API estándar 579-1 / ASME FFS-1 API Recommended Practice 580, Inspección Basada en el Riesgo API Práctica Recomendada 581, Riesgo de base 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 API Recommended Practice 750, Gestión de Riesgos del 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 End ASME B31.3, tuberías de proceso ASME B31G, Manual para la determinación de la fuerza que le quedaba de corroídos Pipelines 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 Límite de presión atornillado Asamblea Paritaria Brida ASME PCC-2, Reparación de Equipos a Presión y Tuberías ASNT SNT-TC-1 2, A Personal de Calificación y Certificación en Ensayos No Destructivos ASNT CP-189, Norma para la Calificación y Certificación de Prueba no destructiva Personal

ASTM G57 3, Método para la medición de campo de resistividad del terreno Uso de la Wenner de cuatro electrodos Método MTI 129 4, Guía práctica para la inspección de campo del equipo de FRP y Piping NACE RP 0169 5, el control de la corrosión externa en metro o sumergidas metálicos Piping Systems NACE RP 0170, de Protección de los aceros inoxidables austeníticos y otras aleaciones austeníticos de ácido Polythionic Estrés Corrosion Cracking durante el apagado del equipo de refinería NACE RP 0274, de alto voltaje de Revestimientos anterior a la instalación

Inspección

Eléctrica

de

Pipeline

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 riesgos de los materiales para la Respuesta de Emergencia

3 términos, definiciones, acrónimos 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 o físicas y/o corrosión resistencia. Las aleaciones pueden ser ferrosos o no ferrosos basado. NOTA: Los aceros al carbono no se consideran aleaciones, para efectos de este código.

3.1.2 Modificación Un cambio físico en los componentes que tienen 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 parte del propietario o usuario o el ingeniero de la tubería sea más apropiado para la 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 Se realiza Aprobación/consentimiento para efectuar 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 con 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 control empleada por 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 realizar 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.

3.1.8 Tuberías auxiliares 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 de foca, líneas analizador, líneas de balance, líneas de gas tampón, los desagües, y respiraderos.

3.1.9 CMLs lugares de monitoreo de condición Las áreas designadas en los sistemas de tuberías donde se realizan exámenes periódicos. NOTA: Anteriormente, CMLs se refiere como "lugares de monitoreo espesor" (TMLS). CML pueden contener uno o más puntos de examen. CML puede ser un plano 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 compuesto 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 las 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 vitales 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 deberían producir una pérdida de importantes consecuencias.

3.1.15 Mecanismo de daño Cualquier tipo de deterioro encontrado en la industria de proceso de refinación y química que puede resultar en defectos/defectos que pueden afectar a la integridad de la tubería (por ejemplo, la corrosión, grietas, erosión, abolladuras, y otra mecánica, física o impactos químicos). Ver API 571 para obtener una lista completa y la descripción de los mecanismos de daño.

3.1.16 Piernas muertas 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, las tuberías de repuesto de la bomba, bridas de nivel, entrada de la válvula de alivio y de la tubería colector de salida, ajuste de la bomba líneas de derivación, respiraderos de alta de puntos, puntos de muestreo, desagües, sangradores, y conexiones de instrumentos.

3.1.17 Defecto Una imperfección de un tipo o magnitud superior a los criterios aceptables.

3.1.18 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.

3.1.19 Temperatura de diseño de un componente del sistema de tuberías La temperatura a la que, bajo la presión coincidente, 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 presión o temperatura, o ambos. Funciones de control de calidad realizada por los examinadores (o inspectores) definidas en el presente documento. NOTA: Estas funciones serían típicamente aquellas acciones llevadas a cabo por personal de END, soldadura o inspectores de revestimientos.

3.1.20 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 tubería no superior a 10 pulg. (250 mm), o no mayor que 3 pulg. (75 mm) para las líneas más grandes y los recipientes. Un CMLs puede contener múltiples puntos de prueba. NOTA: punto de prueba es un término ya no se usa como prueba se refiere a los ensayos mecánicos o físicos (por ejemplo, ensayos de tracción o pruebas de presión).

3.1.21 Exámenes Funciones de control de calidad realizado por los examinadores (por ejemplo NDE).

3.1.22 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 esos exámenes de conformidad con la norma API 570, a menos que específicamente capacitado y autorizado para ello por el propietario o usuario.

3.1.23 Inspección externa Una inspección visual realizada desde el exterior de un sistema de tuberías para encontrar condiciones que podrían afectar a la tubería capacidad de los sistemas para mantener la integridad o condiciones de presión que pone en peligro 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, colgadores, instrumento, y pequeñas derivaciones).

3.1.24 Evaluación de la aptitud por servicio Un método, por 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 por un servicio continuado.

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

3.1.26 Materiales inflamables Tal como se utiliza en este código, incluye líquidos, vapores y gases, que resulten inflamables. Consulte NFPA 704 para orientación sobre la clasificación de los fluidos en 6.3.4.

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

3.1.28 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.

3.1.29 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 realizada y documentada.

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

3.1.31 Indicación Una respuesta o evidencia resultante de la aplicación de una técnica de evaluación no destructiva.

3.1.32 Industria calificado onda de corte UT examinador Una persona que posea una calificación de ultrasonido de onda de corte de la API (por ejemplo API QUTE), o un equivalente de calificación aprobado por el propietario/usuario. NOTA: Reglas de equivalencia se definen en el portal del PCI API.

3.1.33 Punto de inyección Puntos de inyección son lugares donde los productos químicos o aditivos de proceso se introducen en una corriente de proceso. Corrosión inhibidores, neutralizadores, agentes anti incrustantes de proceso, desemulsionantes desaladora, eliminadores de oxígeno, y lavados con agua cáusticos más a menudo 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 las corrientes del 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 sistemas de techo, inyección polisulfuro en catalítico craqueo de gas húmedo, las inyecciones antiespumantes, inhibidores, y neutralizadores.

3.1.34 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, giro, o otro tipo de mantenimiento actividad todavía se consideran Instalado repuesto tuberías también se considera en el servicio "en el servicio."; mientras que las tuberías de repuesto que no es instalado no se considera en el servicio.

3.1.35 Inspección en servicio Todas las actividades de inspección asociadas con tuberías después de que haya sido colocado inicialmente en el servicio, pero antes de que se ha retirado.

3.1.36 Inspección La evaluación externa, interna o en la corriente (o cualquier combinación de los tres) de la condición de tuberías realizado 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 del proceso de inspección, pero el inspector de tuberías autorizado deberá revisar y aprobar los resultados.

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

3.1.38 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.

3.1.39 Inspector Un inspector de tuberías autorizado.

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

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

3.1.42 Jurisdicción A la administración del gobierno legalmente constituido que puedan adoptar normas relativas a los sistemas de tuberías.

3.1.43 Brida nivel Una tubería de vidrio indicador de nivel de montaje unido a un recipiente.

3.1.44 Corrosión localizada Deterioro, por ejemplo, la corrosión que se limita a un área limitada de la superficie de metal.

3.1.45 Bloqueo/etiquetado Un procedimiento de seguridad utilizado para asegurar que la tubería está debidamente aislada y no puede ser activada o poner de nuevo en servicio antes a la realización de la inspección, mantenimiento o reparación.

3.1.46 Reparaciones mayores Soldadura reparaciones que implican la extracción y sustitución de grandes sectores de los sistemas de tuberías.

3.1.47 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.

3.1.48 Programa de verificación de materiales 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 de registros.

3.1.49 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 presión interna o externa y la temperatura (mínimo o máximo) que se espera durante el servicio. Es la 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 relativas a subsidios para las variaciones de presión o temperatura, o ambos.

3.1.50 Diseño mínimo la temperatura del metal MDMT La temperatura más baja a la que una carga de presión significativa (por ejemplo, carga de funcionamiento, las cargas de arranque, las cargas transitorias, etc.), se puede aplicar a los sistemas de tuberías como se define en el código de construcción aplicable. Ejemplo ASME temperatura."

B31.3,

edición

octava,

párrafo

323.2

"Limitaciones

de

03.01.51 Espesor mínimo requerido El espesor sin sobre espesor de corrosión para cada componente de un sistema de tuberías basado en el diseño apropiado cálculos de código y código esfuerzo admisible que consideran presión, mecánica y cargas estructurales. NOTA: Alternativamente, espesor requerido puede ser reevaluado usando Fitness por servicio de análisis de acuerdo con API 579-1 /ASME FFS-1.

3.1.52 Mezclar puntos Puntos de mezcla de procesos son los puntos de unión de las corrientes de proceso de diferente composición y/o temperatura donde atención adicional de diseño, los 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.

3.1.53 No conformidad Una partida que no está de acuerdo con los códigos específicos, normas u otros requisitos.

3.1.54 Límite nonpressure Componentes y accesorios de, o la parte de la tubería que no contiene la presión del proceso.

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

3.1.55 Fuera de las instalaciones de tuberías Los sistemas de tuberías no incluidos dentro de los límites de frontera parcela de una unidad de proceso, como por ejemplo, una de 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.

3.1.56 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.

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

3.1.58 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 contínua.

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

3.1.60 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.

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

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

3.1.63 Pipa Un cilindro estanco a la presión utiliza 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.

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

3.1.65 Circuito de tuberías Una sección de la tubería que se expone a un entorno de 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 procesos complejos 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 registros y la inspección de campo rendimiento.

3.1.66 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 asociadas 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.

3.1.67 Sistema de tuberías 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: sistemas de tuberías también incluyen elementos de tubería de apoyo, pero no incluyen las estructuras de apoyo, tales como marcos estructurales y fundaciones.

3.1.68 Identificación del material positivo PMI Cualquier evaluación física o examen de un material para confirmar que el material, que ha sido o será puesto en servicio, es consistente con el material de aleación seleccionado o especificado designado por el propietario / usuario.

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

3.1.69 Tratamiento térmico posterior a la soldadura 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 modificar las propiedades ligeramente Ver ASME B31.3 párrafo 331.

3.1.70 Barrera de presión La parte de la tubería que contiene los elementos de retención de tuberías de presión unidas o ensambladas en prueba de presión los sistemas que contiene el fluido. Componentes barrera de presión incluyen tuberías, tubos, conexiones, bridas, juntas, las gasas, válvulas y otros dispositivos tales como juntas de dilatación y juntas flexibles. NOTA: Véase también la definición de fronteras nonpressure.

3.1.71 Espesor de diseño de presión Espesor de pared del 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 espesor refuerzo necesario. NOTA 2: Presión espesor de diseño no incluye espesor para cargas estructurales, la tolerancia de corrosión, o tolerancias de molino.

3.1.72 Tuberías de proceso primario Tuberías de proceso en el servicio normal y activa que no se puede por válvula de desconexión o, si se valvulado fuera, afectaría significativamente unidad operabilidad. Tuberías de proceso primaria incluye normalmente la mayoría de 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).

3.1.73 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 calificaciones del personal involucrado, y la secuencia de trabajo.

3.1.74 Tuberías de proceso Hidrocarburos o química de tuberías situado en, o asociado con una instalación de refinería o de fabricación. Tuberías de proceso incluye piperack, patio de

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

3.1.75 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 funcionará de manera satisfactoria en el servicio. NOTA: El contenido de un manual de inspección de control de calidad de los sistemas de tuberías se describe en 4.3.1.1.

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

3.1.77 Renovación Actividad que descarta un componente existente, ajustada, o 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.

3.1.78 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 tubería que contiene la presión no considera específicamente una alteración se considera una reparación.

3.1.79 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 que hace las reparaciones o alteraciones en conformidad con API 570, c) que sea autorizado por, aceptable, o de lo contrario no esté prohibido por la jurisdicción y que hace reparaciones en de acuerdo con API 570.

3.1.80 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.

3.1.81 Revalorizarse 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 por corrosión.

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

3.1.83 Exploración Técnica de inspección utilizada para encontrar la medición del espesor más delgado a un CML. Ver orientaciones contenidas en API 574.

3.1.84 Bonder secundaria Un individuo que se une y superposiciones curados subconjuntos de tuberías FRP.

3.1.85 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.

3.1.86 Tuberías de pequeño calibre PAS La tubería que es menor o igual a NPS 2.

3.1.87 Interfaz suelo aire S/A Un área en la que se puede producir la corrosión externa en tuberías parcialmente enterradas. NOTA: La zona de la corrosión variará dependiendo de factores tales como la humedad, contenido de oxígeno del suelo y de funcionamiento la temperatura. La zona es considerada generalmente ser de 12 pulg. (305 mm) por debajo de 6 pulg. (150 mm) por encima de la superficie del suelo. Pipa corre paralela con la superficie del suelo que contacta con el suelo está incluido.

3.1.88 Carrete Una sección de la tubería comprendida por bridas u otros accesorios de conexión, como los sindicatos.

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

3.1.90 Reparaciones temporales Las reparaciones a los sistemas de tuberías con el fin de restaurar la integridad suficiente para continuar con la operación segura hasta permanente

reparaciones pueden programarse y realizarse en un plazo aceptable para el inspector o tuberías ingeniero tiempo.

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

3.2 Siglas CML ubicación de monitoreo de condición CUI Corrosión bajo aislamiento, incluyendo corrosión bajo tensión bajo aislamiento De plástico de fibra de vidrio reforzado con FRP LT largo plazo MOC gestión del cambio PSMA presión máxima de trabajo permitida Informes de datos de MDR fabricante Técnica de partículas magnéticas MT MTR informe de pruebas materiales Examen no destructivo ECM NPS tamaño nominal de la tubería (seguido, en su caso, por el número específico de designación de tamaño sin un símbolo pulgadas) PQR récord procedimiento de calificación Técnica de líquido penetrante PT Puesto PWHT tratamiento térmico de soldadura Inspección basada en el riesgo RBI Examen radiográfico RT (método) o la radiografía RTP plástico reforzado termoestable PAS tuberías de pequeño calibre ST corto plazo SMYS especifica límite elástico mínimo Examen ultrasónico UT (método) Especificación del procedimiento de soldadura WPS

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 de 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 usuario propietario también controlará las actividades relacionadas con la calificación, reparación y alteración de sus sistemas de tuberías. Integridad operativo sobres (ventanas) debe establecerse para los parámetros del proceso (físico y químico) 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, las tasas de flujo, las tasas de químicos o de inyección de agua, los niveles de corrosión mandantes, composición química, etc. parámetros de proceso clave para los sobres que operan integridad deben seridentificar e implementar, límites superior e inferior establecidos, según sea necesario, y las desviaciones de estos límites deben ser traído a la atención del personal de inspección / ingeniería. Especial atención a la integridad de monitoreo operativo sobres también deben ser proporcionados durante arranques, paradas 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 deberán estar certificados de acuerdo con las disposiciones del Anexo A. Cuando la duración inspector se utiliza en este código, se refiere a un inspector de tuberías autorizado.

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. Estos sistemas y procedimientos estarán contenidos en un sistema de gestión de la inspección de control de calidad / reparación y deberán incluir: a) la 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) desarrollo y documentación de las evaluaciones de riesgo; f) desarrollo y documentación de los intervalos de inspección apropiados;

g) la acción correctiva para inspección y resultados de pruebas; h) la auditoría interna para el cumplimiento del manual de inspección de control de calidad; i) la revisión y aprobación de los planos, cálculos de diseño y especificaciones para reparaciones, alteraciones y reratings; j) asegurar que todos los requisitos jurisdiccionales para la inspección de tuberías, reparaciones, reformas, y recalificación son continuamente cumplido; 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) controla necesario para que sólo los soldadores y procedimientos cualificados se utilizan para todas las reparaciones y alteraciones; n) controles necesarios para que se utilizan personal y procedimientos sólo calificados ECM; o) controles necesarios a fin de que sólo se utilizan 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 a satisfacer 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.

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 integridad de tuberías. El grupo de inspección deberá 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 eficacia.

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.

4.3.3 Reparación Organización Todas las reparaciones y modificaciones serán desempeñadas 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 Autorizado Piping Inspector 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 aseguramiento y pruebas 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 también es responsable de la ampliación del alcance de la inspección (con una consulta adecuada con ingenieros/especialistas), si así se justifica en función de los resultados de la inspección. Cuando se descubran 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 inspecciones visuales rendimiento por otro debidamente capacitado e individuos calificados, que pueden o no ser certificados inspectores de tubería (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 tienen que ser autorizado 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 del examinador deberá mantener registros de certificación de los examinadores empleadas, incluidas las fechas y los resultados de las calificaciones del personal. Estos registros deberán estar a disposición del inspector.

4.3.6 Otro personal Funcionamiento, mantenimiento, ingeniería o de otro personal que tengan 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 requiera 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, las 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, las prácticas de examen, y las 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. El plan de inspección se elaborará por el inspector y/o ingeniero. Un especialista de la corrosión debe ser consultado cuando sea necesario para aclarar los mecanismos de daño potencial y 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 los sistemas de tubería 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 diversas fuentes de datos. Los sistemas de tuberías serán evaluados en base a los tipos actuales o posibles de mecanismos de daño. Los métodos y el alcance de ECM serán evaluados para asegurar que pueden 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 de los equipos para el tipo de daño,

d) la capacidad del método de ECM para identificar el daño, e) los intervalos máximos como se define en los códigos y normas, y f) el alcance de su examen.g Además, se recomienda el uso de RBI (véase 5.2) en el desarrollo de los planes de inspección necesarios, y para revisar historial de operaciones recientes y registros MOC que pueden afectar los planes de inspección.

5.1.1.3

El plan de inspección debe ser desarrollado utilizando las fuentes de información más adecuadas, incluidas 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 el 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 de programación que necesite para controlar el mecanismo de daño identificado y asegurar la integridad de la presión de los sistemas de tuberías. El plan debe: a) Definir el tipo (s) de inspección necesario, por ejemplo, interno, externo, en funcionamiento (no intrusiva); b) identificar la próxima fecha de inspección para cada tipo de inspección; c) describir los métodos y técnicas de inspección 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, presión de prueba, la 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 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 del 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 la justificación del plan y en la ejecución del plan. Algunos de estos detalles pueden incluir: a) la descripción de los tipos de daño esperado o experimentado 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 incluirá una evaluación sistemática tanto de la probabilidad y la consecuencia asociada al fracaso, de acuerdo con API 580. API 581 detalla una impulsada metodología que tiene todos los elementos claves definidos en API 580. Identificar y evaluar los mecanismos de daño potencial, la condición del equipo actual y la eficacia de la inspección última son pasos importantes para evaluar la probabilidad de averías en las tuberías. Identificación y evaluación del fluido de proceso (s), posibles lesiones, daños ambientales, daños al equipo y tiempo muerto del equipo son pasos importantes para evaluar la consecuencia de averías en las tuberías. La identificación de los sobres de integridad para operar clave variables de proceso es un complemento importante de RBI (véase 4.1).

5.2.1 Probabilidad Evaluación La evaluación de la probabilidad se hará de acuerdo con API 580 y se basará en todas las formas de daño que pudiera razonablemente a 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) idoneidad de los materiales de construcción; b) las condiciones de diseño de los 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 control / garantía de calidad de inspección; f) los requisitos tanto de la presión de retención y estructurales; g) las condiciones de funcionamiento tanto en el pasado y previstas. Tubería de datos de fallas es una información importante para esta evaluación al realizar una evaluación de la probabilidad.

5.2.2 Consecuencia Evaluación La consecuencia de una liberación depende del tipo y la cantidad de fluido de proceso contenido en el equipo. La 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 una posible liberación (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 minuciosamente documentados de acuerdo con API 580 definiendo claramente todos los factores que contribuyen tanto a la probabilidad y la consecuencia de un fallo del equipo. Después se lleva 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 que las 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.).

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 los costos por 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. Reglamento [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 debe ser una parte integral de prácticas de seguridad para conexiones de brida. Se tomarán las precauciones de seguridad apropiadas antes de cualquier sistema de tuberías es abrieron 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 el equipo de protección personal usado durante la conexión de trabajo (es decir, la inspección, ECM, presión pruebas, reparaciones y reformas) deben ser revisados por 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. Otro equipo que podría ser necesaria para el acceso al sistema de tuberías, tales como tablones, andamios, y portátil escaleras, deben ser revisados para verificar su adecuación y seguridad antes de ser utilizados. Durante la preparación de sistemas de tuberías para la inspección, el 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 de sistemas de tuberías (NDE, 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 personas están 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 que se introduzca. Procedimientos para garantizar una ventilación segura continua y precauciones para garantizar la seguridad de evacuación de salida / de emergencia personal del sistema de tuberías se deben comunicar claramente a todos los involucrados. La documentación de estas precauciones se requiere antes de cualquier entrada del sistema de tuberías. Antes de entrar en los sistemas de tuberías, las personas deberán obtener el permiso del personal de operaciones responsables. Donde requerida para acceder a espacios cerrados, equipo de protección personal deberá ser usado que proteger a las personas de riesgos específicos que puedan existir en el sistema de tuberías.

5.3.5 Revisión de Registros

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, deberían 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 fallas experimentado por los sistemas de tuberías están dentro de API 571 [5] y API 579-1 / 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. Típicos tipos de daño y mecanismos se muestran en la Tabla 1. Tabla 1: algunos tipos y mecanismos de tuberías Daños típicos Tipo de daños

Pérdida general y local de metales

Agrietamiento de la superficie conectada

agrietamiento del subsuelo Microfisuración / microvoid Formación cambios metalúrgicos abrasador cambios dimensionales

Mecanismo de daños sulfuración oxidación Corrosión influenciada microbiológicamente La corrosión ácido orgánico Erosión / erosión-corrosión La corrosión galvánica CUI fatiga Estrés cáustica agrietamiento por corrosión bajo Esfuerzos de sulfuro de craqueo Cloruro agrietamiento por corrosión bajo tensión Ácido Polythionic corrosión bajo tensión Otras formas de agrietamiento ambiental El hidrógeno agrietamiento inducido Ataque de hidrógeno de alta temperatura arrastrarse grafitización fragilización Temper formación de ampollas de hidrógeno Fluencia y tensión de rotura térmico

Propiedades de los materiales La fractura frágil cambios NOTA API 571 tiene una lista mucho más completa y descripción de los daños mecanismos con experiencia en la industria de refinación y petroquímica.

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

5.4.2 Áreas de Deterioro de Piping Systems Cada propietario/usuario deberá proporcionar una atención específica a la necesidad de la inspección de los sistemas de tuberías que son susceptibles a 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 servicio y la corrosión localizada, f) la erosión y la corrosión / erosión, g) el craqueo del medio ambiente, h) la corrosión por debajo de revestimientos y depósitos, i) agrietamiento por fatiga, j) la fluencia de craqueo, 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 operación de inspección, c) Inspección de espesor de medición,

d) inspección visual externa, e) inspección CUI, f) vibración de inspección de tuberías, g) inspección suplementaria, h) la inyección de puntos en la inspección. NOTA: Vea la sección 6 / intervalo de 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, visual interno inspecciones pueden ser programadas para sistemas tales como líneas de gran diámetro de transferencia, ductos, líneas de catalizador u otros largediameter sistemas de tuberías. Estas inspecciones son de naturaleza similar a las inspecciones de recipientes a presión y deben ser llevados 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, permitiendo visual la inspección de las superficies internas con o sin el uso de ECM. Extracción de una sección de la tubería y su 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 de la barrera de presión, deberán ser diseñados 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 en OnStream inspecciones son elegidos por su capacidad de identificar mecanismos de daño en particular desde el exterior y sus capacidades para llevar a cabo en las condiciones de la corriente del sistema de tubería (por ejemplo, temperaturas de metal). La externa inspección medición de espesores se describe en 5.5.3 a continuación puede ser parte de una inspección en 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 los elementos de canalización. Estos datos son utilizados para calcular las tasas de

corrosión y la vida restante del sistema de tuberías. Las 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 relacionadas con la medición de espesores están capacitadas y calificadas de acuerdo con el procedimiento aplicable utilizado durante el examen. Normalmente se toman mediciones de espesor, mientras que la tubería está en funcionamiento. En la corriente de vigilancia espesor es un buen herramienta para el monitoreo de la corrosión y la evaluación del daño potencial debido a proceso o cambios operativos. El inspector debe consultar con un especialista en corrosión cuando la velocidad de corrosión a corto plazo cambia significativamente de la tasa identificada anteriormente para determinar la causa. Las respuestas 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 plan de inspección de tuberias y abordar las no conformidades.

5.5.4 Externa Inspección Visual Una inspección visual externa se realiza para determinar la condición de la parte exterior del sistema de tuberías, aislamiento, pintura y recubrimiento de sistemas y hardware asociado; y para verificar si hay signos de desalineación, vibración y fugas. Cuando la acumulación de productos de corrosión se observa en apoyo tubería áreas de contacto, puede ser necesario levantar el tubo fuera tales soportes para la inspección. Al levantar la tubería que se encuentra en funcionamiento, cuidado debe ser ejercido y consulta con un ingeniero puede ser necesario. En lugar de o complementaria a la tubería de elevación, los métodos de END apropiadas (por ejemplo, onda guiada EMAT cordero de onda) puede ser utilizado. Inspecciones de tuberías externas se pueden hacer cuando el sistema de tuberías está en servicio. 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 ganchos para tuberías y soportes. Los casos de grietas o perchas rotas, "tocar fondo" de los soportes de resorte, zapatos de apoyo 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 se 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 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 indebidas, reparaciones temporales (pinzas), modificaciones (mangueras flexibles), o válvulas de especificación incorrecta. Los 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 incorrectos. La inspección periódica externa pide en 6.4 normalmente debe ser realizada por el inspector, quien también será responsable de mantenimiento de registros y la inspección de reparación. El personal de operación o mantenimiento calificados también pueden llevar a cabo inspecciones externas, cuando sean aceptables para el inspector. En tales casos, las personas que realizan la tubería externa inspecciones de conformidad con API 570 debe estar calificado a través de una cantidad adecuada de la formación. Además de estas inspecciones externas programadas que se documentan en los registros de inspección, es beneficioso para personal que frecuentan la zona para informar deterioro o cambios al inspector (ver API 574 para ver ejemplos de tal deterioro).

5.5.5 Inspección Externa del Equipo Enterrado Tuberías enterradas deberán ser inspeccionadas para determinar su estado de la superficie externa. El intervalo de inspección externa será basándose en la información velocidad de corrosión obtenida: 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 de instalación permanente; f) de las inspecciones llevadas a cabo con el equipo visual a distancia, si es posible; o g) a partir de los resultados de los estudios de protección catódica.

5.5.6 CUI Inspección 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 pueden llevarse a cabo como parte de la externa inspección. Si se encuentran daños 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 de todo el aislamiento. Si revestimientos externos están en buenas condiciones y no hay razón para daños sospechoso detrás de ellos, no es necesario eliminarlos para la inspección de los equipos. Daños CUI es a menudo bastante insidiosa en que puede ocurrir en zonas en las que no parece 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) pruebas 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 vibración 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 golpe de líquido, golpes de líquido en las 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, bielas, amortiguadores, suspensiones), MT periódica o PT deben ser considerado para comprobar la aparición de agrietamiento por fatiga. Conexiones secundarias deberán recibir una atención especial en particular 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 alteraciones de la unidad reportados, la verificación de los datos medidos previamente la exactitud, la inspección para el craqueo del medio ambiente, y cualquier otro mecanismo de daño específico de tuberías. Acústico emisión, detección de fugas acústica, y la termografía se pueden utilizar para la detección de fugas remoto y vigilancia. Áreas susceptibles a la erosión localizada o erosión-corrosión deben ser inspeccionados 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.

Figura 1 Típico Circuito punto de tubería de Inyección

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 de un mínimo de 12 pulg. (300 mm) o tres diámetros de tubería aguas arriba del punto de inyección, el que sea mayor. El límite recomendado de 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 sujetos a la 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 la ubicación esperada de pinzamiento 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 en tanto los límites de aguas arriba y aguas abajo del circuito de punto de inyección. 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 la 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 requieren mediciones de espesores para determinar el espesor restante. Durante las inspecciones periódicas y programadas, más extensa inspección se debe aplicar 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 de 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 a su ubicación en el sistema de tuberías. La selección de CMLs tendrá en cuenta el potencial 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 CML incluir localizaciones para la medición de espesores, ubicaciones de agrietamiento por tensión exámenes, lugares para CUI y ubicaciones para exámenes de alta temperatura de ataque por hidrógeno.

5.6.2 CML Monitoreo Cada sistema de tuberías se controlará al CML. Circuitos de tuberías con altas consecuencias potenciales de fallas debe ocurrir y los que están sujetos a mayores tasas de corrosión o corrosión localizada normalmente tendrá más CMLs y ser monitoreado más frecuentemente. CMLs deben distribuirse adecuadamente a través de cada circuito de tuberías. CML 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 serán reducidos o eliminados sustancialmente, las personas con conocimientos en la corrosión deben ser consultadas. El espesor mínimo en cada CML puede ser localizado por la exploración ultrasónica o la radiografía. Electromagnético técnicas también pueden ser utilizados para identificar las zonas delgadas que pueden entonces ser medidos por UT o radiografía. Cuándo logrado con UT, escaneo consiste en tomar varias medidas 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 registra y se usa 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 debería 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 registrarán la lectura más delgada y su ubicación. La velocidad de corrosión y 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 componente limitante de cada circuito de tuberías. CMLs deberían establecerse 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 estar marcados en los planos de inspección y en el sistema de tuberías para permitir mediciones repetitivas en el mismos CML. 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. Los Métodos Preferidos de la Inspección de los Puntos de inyección la radiografía y/o UT, SEGÚN Proceda, para establecer el Espesor Mínimo En Cada TML. Cerrar Mediciones Ultrasonicas rejilla o la Exploración se pueden utilizar, siempre Y Cuando Temperaturas apropiadas. Para ALGUNAS Aplicaciones, es beneficioso párrafo ELIMINAR carretes de Tuberías párr facilitar Una Inspección visual de la Superficie interior. Sin embargo, todavía se requieren Mediciones de espesores párr determinar S. el Espesor restante. Durante las Inspecciones periódicas Programadas Y, Mas extensa inspection se Dębe APLICAR una ONU Comienza Que la zona de 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 poner todos los TMLS Dentro del circuito de punto de inyección.

5.6.3 CML 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

deberá considerar los resultados de inspecciones anteriores, los patrones de corrosión y 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 la supervisión adecuada de los componentes principales y boquillas. Las mediciones de espesores en CML están destinadas a establecer las tasas de corrosión general y localizada en diferentes secciones de los circuitos de tuberías. El número mínimo de CML son aceptables cuando la velocidad de corrosión establecida es baja y la corrosión no está localizada. Un número de procesos de corrosión comunes a las unidades de refino y petroquímica son relativamente uniformes en la naturaleza, lo que resulta en un ritmo bastante constante de reducción de la pared del tubo independiente de la ubicación dentro del circuito de conducción, ya sea axial o circunferencialmente. Ejemplos de tales fenómenos de corrosión incluyen la corrosión de azufre de alta temperatura y el agua agria de corrosión (proporcionado velocidades no son tan alta como para provocar la corrosión local / erosión de codos, tes, y otros similares material). En estas situaciones, el número de CML necesarias para controlar 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 perfectamente uniforme podría ser un seguimiento adecuado con un solo CML. En realidad, la corrosión nunca es verdaderamente uniforme y de hecho puede ser muy localizada, por lo que pueden ser necesarios 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 los 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 esperados más altos o con experiencia; c) mayor potencial de corrosión localizada; d) una mayor complejidad en términos de accesorios, ramales, deadlegs, puntos de inyección, y otros artículos similares; e) mayor potencial de CUI. Menos CML 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 primera destilación sistemas de tuberías. CML 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 se ha demostrado por 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. Cada CML debe tener al menos uno o más puntos de examen identificados. Los ejemplos incluyen: - Lugares marcados en la tubería sin aislar el uso de plantillas, plantillas de pintura de metal, o pegatinas; - agujeros en el aislamiento y tapados con tapas; - Aislamiento temporal cubre de grifería boquillas, etc .; - Isométricos o documentos que reflejen CMLs; - Los dispositivos de identificación por radiofrecuencia (RFID). Identificación cuidadosa de los puntos CMLs y examen son necesarios para mejorar la precisión y la 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 CML 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 tuberías de diámetro NPS 1 y más pequeño. Ultrasónico mediciones de espesores en el pequeño tubo con diámetro inferior (NPS 2 y abajo) 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 áreas a medir, particularmente en sistemas aislados o donde no uniforme o se sospecha la corrosión localizada. Cuando sea práctico, UT puede entonces ser utilizado para obtener el espesor real de las áreas a ser grabada. Tras las lecturas ultrasónicas en CMLs, reparación adecuada de aislamiento y revestimiento aislante 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 la verificación del espesor métodos para tuberías. Cuando la corrosión en un sistema de tuberías no es uniforme o el espesor restante se acerca requiere el mínimo espesor, puede ser necesaria la medición del 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 usado que se traducirá en medidas exactas a las temperaturas más altas. Si el procedimiento no

compensa temperaturas más altas, las mediciones deben ser ajustadas por el factor de corrección de la temperatura apropiada. Los inspectores deben ser conscientes de las posibles fuentes de imprecisiones 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 la precisión de las mediciones ultrasónicas incluyen lo siguiente: a) la calibración del instrumento inadecuado; b) revestimientos o escala externas; c) la rugosidad de superficie significativa; d) de oscilación de la onda (en la superficie curvada); e) defectos de material del subsuelo, tales como laminaciones; f) los efectos de 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 in (3,2 mm) para los medidores típicos de espesor digitales.; i) acoplamiento incorrecto de la onda a la superficie (demasiado o demasiado poco acoplador). 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 tan de cerca como sea posible a la misma ubicación. Por otra parte, la lectura mínima o un promedio de varias lecturas en un punto de inspección pueden ser considerado. Cuando los sistemas de tuberías están fuera de servicio, las mediciones de espesores podrá ser tomadas a través de aberturas usando calibres. Calibradores son útiles en la determinación de espesores aproximados de piezas fundidas, piezas forjadas, y cuerpos de válvula, 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 verificación del espesor, otras técnicas de examen pueden ser apropiados para identificar o monitor para otro 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 también contiene algunas orientaciones generales sobre las 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, 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, se 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, el artículo 2, proporciona orientación sobre la realización de RT. d) ultrasónico de detección de fallas para detectar grietas de rotura internas y superficiales y otras discontinuidades alargadas. ASME BPVC, Sección V, artículo 4, artículo 5, y el artículo 23, proporcionan orientación sobre la realización de UT. e) La alternancia técnica de examen de pérdida de flujo de corriente para detectar grietas romper la superficie y alargada discontinuidades. f) Eddy examen de corriente para detectar la pérdida localizada de metal, las 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 en el artículo 12 [8], proporciona orientación sobre la realización de un examen de emisión acústica. i) La termografía para determinar la temperatura de los componentes. j) Pérdida de pruebas para la detección de defectos a través de espesor. ASME BPVC Sección V, Artículo 10 [8], proporciona orientación sobre la realización de la prueba 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, voladuras, picar, molienda, o una combinación de estas preparaciones puede ser requerido.

Recomendaciones 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 la siguiente: a) la 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 detectar y dimensionar 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 no se realizan normalmente como parte de una inspección de rutina (véase 8.2.6 para los requisitos de pruebas de presión para reparaciones, alteraciones y re-rating). 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 579-1 / ASME FFS-1 y ASME PCC-2. Pruebas de presión más bajos, que se utilizan sólo 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 sustitución de la tubería). Una 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 estructura y fundación que apoya el diseño debe ser revisado por un ingeniero para asegurarse de que son adecuados para la carga hidrostática. NOTA: El propietario / usuario debe saber 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 temperatura elevada.

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 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 del 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: agua potable en este contexto, Estados Unidos sigue la práctica, con 250 partes por millón de cloruro máximo, desinfectados con cloro o ozono. Para sensibilizado austenítico tuberías de acero inoxidable sujeto a 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 debe mantener durante un período de tiempo y el fluido de ensayo en el sistema está sujeto a térmica expansión, deberá tomarse 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 lo contrario se 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 de 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 hidrostática de ensayo debido a temperatura, las limitaciones estructurales, o de proceso. Sin embargo, los posibles riesgos para el personal y los bienes de neumático la prueba se considerará la hora de realizar una prueba de este tipo. 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 gama 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 o 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 tensión alto (la primera prueba hidrostática 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 debe prestarse al probar aceros de baja aleación, especialmente 21 / 4Cr-1Mo, ya que pueden ser propensos a templar fragilización.

Para minimizar el riesgo de fractura frágil durante una prueba de presión, la temperatura del metal debe mantenerse al menos 30 ° F (17 ° C) por encima de la MDMT para la tubería que es más de 2 pulg. (5 cm) de espesor, y 10 ° F (6 ° C) por encima de la 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 es superior sea 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 retirados o blanqueó para la duración de la prueba. Como alternativa, cada disco de la válvula se celebrarán por una pinza de prueba diseñada adecuadamente. La aplicación de una carga adicional al muelle de la válvula girando el tornillo de ajuste está prohibido. Otros accesorios que son incapaces de soportar la presión de prueba, tales como vasos de calibre, manómetros, juntas de expansión, y discos de ruptura, debe ser eliminado o borrado. Las canalizaciones de juntas de expansión que no se pueden quitar o aisladas pueden ser probados a 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 asiento como se describe en ASME Los 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 inoperable durante la prueba de presión será reinstalar o reactivar. 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 de los equipos es igual o inferior a la PSMA. Esta opinión es especialmente importante en el servicio tuberías.

5.8.5 Prueba de presión Alternativas Apropiada ECM se especificará y llevó a cabo cuando una prueba de presión no se realiza después de una reparación mayor o alteración. La sustitución de los procedimientos de END 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-calificado de la industria esquilar examinadores de onda o la aplicación de Código ASME B31 caso 179/181, según corresponda, para soldaduras de cierre que No se han probado la 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 contención, el inspector deberá verificar 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 tubería debe fallar porque un material incorrecto fue sustituido de forma inadvertida para el correcto material de las tuberías, el inspector deberá considerar la necesidad de una mayor verificación de materiales de tuberías existentes. El grado de mayor verificación dependerá de circunstancias como las consecuencias del fracaso y la probabilidad de un mayor error del material. 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 materiales 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 de PMI, como se describe en API 578, para confirmar que los materiales instalados son consistentes con el servicio previsto. Componentes identificados durante la verificación que no cumplen con los criterios de aceptación del PMI programa de pruebas (como en API 578, Sección 6) estaría dirigido para su sustitución. El propietario / usuario y autorizado 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 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 desmanteladas para mantenimiento y reparación, el personal del taller debe examinar visualmente los componentes de la válvula para cualquier patrón de corrosión inusual o adelgazamiento y, cuando señaló, reportar la información al inspector. Cuerpos de válvulas que están expuestos a significativa ciclos de temperatura (por ejemplo, reformado catalítico unidad de regeneración y limpieza a vapor), debe examinarse periódicamente para agrietamiento por fatiga térmica. Si se conocen las válvulas de compuerta de ser o son sospechosos de haber estado expuesto a grave o inusual a la corrosión erosión, espesor 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 de tal pérdida de metal, la válvula debe ser retirado de la línea para la inspección interna. El interior de la brida de unión aguas abajo y la tubería debería ser también inspeccionado por la pérdida de metal local.

Cuando se realizan pruebas del cuerpo de la válvula y / o la presión de cierre después de un mantenimiento, que deben llevarse a cabo en de acuerdo con API 598. Válvulas de retención críticos deben ser inspeccionados visualmente e internamente para garantizar que dejarán de inversiones de flujo. Una 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 hidroprocesamiento. El fallo de una válvula de retención, tales funcione correctamente podría resultar en la sobrepresión tuberías durante una inversión de flujo. El método de inspección visual normal debe incluir los siguientes elementos. a) Comprobación para asegurar que la aleta tiene libertad de movimiento, según se requiera, sin flojedad allá de la tolerancia debido al desgaste. b) La parada de trampa no debería tener desgaste más allá de la tolerancia. Esto reducirá al mínimo la probabilidad de que la aleta será 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 servicio. Normalmente no requieren controles de fugas de las válvulas de retención críticos, pero pueden ser considerados para circunstancias especiales.

5.11 Inspección en Servicio de soldaduras Inspección de 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 observó la corrosión de 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 de ECM para encontrar defectos, utilizando un método de ECM que es diferente de la empleada durante la fabricación original, puede revelar defectos preexistentes que no fueron causados por inservice la exposición (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 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 radiográficos de soldaduras de perfiles que han sido en el 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-grieta como son de fabricación de soldadura original o puede ser de una mecanismo de agrietamiento ambiental.

Defectos de grietas como el agrietamiento y ambiental serán evaluadas por un ingeniero de acuerdo con API 579-1 / ASME FFS-1 y / o especialista en 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 actual son los siguientes: a) los criterios del método de inspección de fabricación original y aceptación; b) extensión, magnitud y orientación de imperfecciones; c) la duración de tiempo de servicio; d) que operan contra las condiciones de diseño; e) presencia de tensiones residuales de tuberías secundarias (y térmica); f) potencial de cargas de fatiga (mecánica y térmica); g) sistema de tuberías primaria o secundaria; h) potencial de impacto o cargas transitorias; i) potencial de agrietamiento del medio ambiente; 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 radiografía construcción original criterios de aceptación de calidad de la soldadura en ASME B31.3. Los criterios de aceptación B31.3 están destinadas a aplicarse a nuevo 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 cumpla con estos criterios, pero todavía tener un rendimiento satisfactorio en servicio después de ser probados 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 ya sea de la los siguientes elementos. a) Detección de la superficie interior (ID) romper defectos planares cuando la inspección de la superficie exterior (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 cizalla UT examinadores de onda de la industria calificada incluyen la obtención de las dimensiones de fallas para la aptitud de lucro Servicio de evaluación y seguimiento de los defectos conocidos.

5.12 Inspección de uniones embridadas La unión por brida deben ser examinadas para pruebas de fuga, tales como manchas, depósitos, o goteos. Las fugas del proceso Onto sujetadores de bridas y sujetadores tapa de la válvula pueden provocar corrosión o

agrietamiento ambiental. Este examen debe incluir esas pestañas cerradas con brida o splash-and-aspersión guardias. Uniones embridadas que han sido pinzado y bombeado con sellador se debe revisar si hay fugas en los pernos. Sujetadores sometidos a tales fugas puede corroer o grieta (agrietamiento por ejemplo cáustica). Si se contempla rebombeo, sujetadores afectados deben renovarse primero. Caras de la brida accesibles deben ser examinados para la distorsión y para determinar la condición de las superficies de junta-estar. Si bridas están doblados o distorsionados significativamente, sus marcas y espesores deben ser revisados contra la ingeniería requisitos antes de tomar acciones correctivas. 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 juntas de brida 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 debe ser normalmente de otro sitio de la planta / usuario propietario o de una organización tercera experimentado y competente en la refinación y / o inspección de la planta petroquímica 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 propietario el usuario se ejercen adecuadamente; 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 el alcance de la 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 considerado atrasado 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 aumento de la corrosión debido a la exposición de las superficies del equipo al aire y la humedad durante el cierre debe ser evaluado cuando se está planeando una inspección interna. Este código se basa en el seguimiento de una muestra representativa de instalaciones de inspección de tuberías seleccionado 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. La propósito de inspección de la instalación es para comprobar que la tubería es limpia y segura para la operación, y para iniciar 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 están correctamente instalados.

Esta inspección de 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 de 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 en servicio Se registran las mediciones de espesores. 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 como la ubicación de la tubería se cambian, la tubería deberá ser inspeccionado antes de ser reutilizado. Además, las condiciones de servicio permitidas y el intervalo de control se fijarán 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 degradación que puede afectar a la tubería y la consecuencia de una avería en las tuberías. 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 el punto 5.1, la estrategia de inspección basada 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 más exactamente consecuencia para determinados 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 de circuitos 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 degradación; b) la frecuencia de inspección apropiado; c) la necesidad de que las 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 avería en las tuberías. 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. Asimismo, la extensión de la inspección puede ser aumentado o disminuido más allá de los objetivos en la Tabla 3, por

una evaluación RBI. Cuándo utilizado para aumentar la inspección límites del intervalo o el alcance de la inspección, las evaluaciones de 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 serán 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 tuberías, o un especialista en materiales, basados en condiciones de operación, antecedentes de inspección, 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 mediciones de espesores y visual externa inspecciones y, en su caso, para las inspecciones internas y suplementarios. Las mediciones de espesores deben ser programadas a 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. Una menor 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 de tuberías que se describen en 6.3.4, así como los intervalos recomendados para los puntos de inyección y las interfaces S / A. Intervalos máximos para tuberías Clase 4 se dejan a la determinación de la 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 funcionamiento. 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 distintos 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 pueden tener los

más altos posibles consecuencias si falla o pérdida 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 los efectos ambientales que se produzca una fuga. Los propietarios / 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 la 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 rápidamente 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 aquellos con 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) Las tuberías encima o junto al agua y la tubería sobre throughways públicas (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 funcionan 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 unidad y seleccionado tuberías fuera del sitio. Ejemplos típicos de estos servicios incluyen, pero no se limitan necesariamente a las que contiene lo siguiente: a) en el sitio hidrocarburos que vaporizar lentamente durante la liberación tales como los que funcionan por debajo del punto de inflamación, b) hidrógeno, gas combustible y gas natural, c) en el lugar de los ácidos y cáusticos fuertes. 6.3.4.4 Clase 3 Los servicios que son inflamables, pero no se evaporan de manera significativa cuando se fuga y no están ubicados en zonas de alta actividad en la clase 3. Servicios que son potencialmente dañinos para los tejidos humanos, pero se encuentran en zonas remotas pueden incluirse 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 tales como los que operan debajo del flash punto; 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 Los servicios que son esencialmente no inflamables y no tóxicos 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 a los que contienen el siguiente: 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 alcantarillas. 6.4 Extensión de Visual externos y CUI Inspecciones Inspecciones visuales externos, incluidas las inspecciones para CUI, deben llevarse a cabo a intervalos máximos que figuran en la Tabla 2 para evaluar los artículos tales como los de API 574. Alternativamente, 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. Después de 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. El 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 API 574. RT o de aislamiento la eliminación y la inspección visual normalmente se requiere para esta inspección en los lugares dañados o sospechosos. Otros ECM los métodos de evaluación se pueden usar donde sea aplicable. Si la inspección de las áreas dañadas o sospechosas ha localizado CUI significativa, áreas adicionales debe ser inspeccionado y, cuando se justifique, hasta el 100 por ciento del circuito debe ser inspeccionado.

La amplitud del programa de CUI describe en la Tabla 3, debería considerarse como niveles objetivo para los sistemas de tuberías y lugares sin experiencia inspección CUI. Se reconoce que varios factores pueden afectar a la probabilidad de que CUI incluir: a) las condiciones climáticas locales, b) El diseño de aislamiento y mantenimiento, c) la calidad del recubrimiento, 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 la contabilidad de los objetivos de inspección CUI. El propietario / usuario puede confirmar los objetivos de 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 estén protegidos adecuadamente contra la corrosión externa no necesita ser incluido para la inspección ECM recomendada en la Tabla 3. Sin embargo, la condición de el sistema de aislamiento o de la encamisado exterior, tal como una cáscara de la 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 estos 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 suficientemente baja o suficientemente alta para evitar la presencia de agua. La inspección visual externa en la tubería desnudo es evaluar el estado de los sistemas de pintura y revestimiento, para comprobar 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 mediciones de espesores obtener lecturas de espesor en una muestra representativa de CML en cada circuito (ver 5.6). Este muestreo representativo debe incluir los datos para todos los diversos tipos de componentes y orientaciones (horizontal y vertical) encontrado en cada circuito. Este muestreo tambié incluirá CMLs con la fecha de renovación temprana como de la inspección anterior. Los más CMLs medidos para cada circuito, con más precisión la próxima fecha de inspección será proyectada. Por lo tanto, la inspección programada de circuitos debe obtener el máximo de medidas en caso necesario. El alcance de la inspección de los puntos de inyección se cubre en API 574. 6.6 Alcance de calibre pequeño, tubería auxiliar, 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 deberá ser inspeccionado a los mismos requisitos que las tuberías de proceso primario. 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 deben 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 pueden combinarse en un circuito si sus velocidades 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. 6.6.2 Tubería auxiliar Inspección La inspección de la PAS auxiliar asociado a los instrumentos y 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) la clasificación, b) potencial de agrietamiento ambiental o fatiga, c) potencial de corrosión basado en la experiencia con los sistemas primarios adyacentes, d) las posibilidades de CUI. 6.6.3 conexiones roscadas de Inspección La inspección de las conexiones roscadas será de acuerdo a los requisitos enumerados arriba para pequeño calibre y auxiliares tuberías. Al seleccionar CMLs en las conexiones roscadas, incluir sólo aquellos que pueden ser radiografiado durante inspecciones programadas. Las conexiones roscadas asociados con maquinaria y sujetos a daños por fatiga deben ser evaluados periódicamente y considerado 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, el siguiente se incluirá en el manual de garantía de calidad: a) La página del título; b) registro de revisiones;

Tabla 2 recomendado por intervalos máximos de inspección Tipo de Circuito

Las mediciones de visual externa espesores Clase 1 cinco años cinco años Clase 2 10 años cinco años Clase 3 10 años 10 años Clase 4 opcional opcional Puntos de inyección tres años por clase S/A ----por clase Las mediciones de espesores NOTA aplican a los sistemas para los que CMLs han sido establecidos de acuerdo con 5.6. a intervalos de inspección para puntos de inyección / mezcla potencialmente corrosivos también pueden establecerse mediante un análisis RBI válido en de acuerdo con API 580. b Véase API RP 574 para más información sobre interfaces S / A. Extensión Tabla

3 Recomendado de Inspección CUI Siguiendo Inspección Visual

Clase Pipe

Aproximado Cantidad de Seguimiento de Examen con ECM o levantamiento de aislamiento en las zonas con aislamiento dañado

1 2 3 4

75% 50% 25% opcional

c) La página de contenido; d) Declaración de la autoridad y la responsabilidad; e) el organigrama;

Aproximado Cantidad de Inspección CUI por ECM en zonas sospechosas en sistemas de tuberías dentro de los rangos de temperatura Susceptibles como se indica en API 574 50% 33% 10% opcional

f) ámbito de trabajo; g) dibujos y controles de especificación; h) los requisitos de control de material y parte; i) el programa de reparación e inspección; j) los requisitos para la soldadura, ECM, y el tratamiento térmico; k) requisitos para la comprobación de válvulas, 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 los medidores; n) los requisitos para la actualización y el control de las copias del manual de control de calidad; o) formularios de muestra; ) formación y cualificación p necesaria 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 estén cualificados en el ámbito de las reparaciones. 6.7.3 Pruebas PRD e 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 particulares de los servicios. Otros dispositivos de alivio de presión (por ejemplo, discos de ruptura y vacuumbreaker válvulas) serán inspeccionados a intervalos basados en las condiciones de servicio. El intervalo de inspección para todos pressurerelieving dispositivos se determina ya sea 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 comprobación e inspección de los dispositivos de alivio de presión en los 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 no corrosivos. Cuando un dispositivo de alivio de presión se encuentra para ser muy sucia o pegada, la inspección y el ensayo intervalo será redujo a menos que una revisión muestra que se garantiza el funcionamiento 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 inspecciones, análisis y grabación

7.1 Tasa de Corrosión Determinación 7.1.1 El resto de los cálculos de vida La vida restante del sistema de tuberías se calculará a partir de la siguiente fórmula:

Donde;

t actual 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 required es el espesor requerido, en milímetros (pulgadas), en el mismo lugar o componente como el tacto 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 a partir de la siguiente fórmula:

La velocidad de corrosión ST de circuitos de tuberías se calculará a partir de la siguiente fórmula:

Donde;

t initial es el espesor, en milímetros (pulgadas), en la misma ubicación que tactual medido en la instalación inicial o al comienzo de un nuevo entorno de la velocidad de corrosión;

t previous es el espesor, en milímetros (pulgadas), en la misma ubicación que tactual 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 localizadas significativas. LT y ST tasas de corrosión se deben comparar para ver lo que resulta en la vida restante más corto como parte de los datos evaluación. El inspector autorizado, en consulta con un especialista en corrosión, deberá seleccionar 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 puede ser estimado. 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 experiencia del propietario / usuario o de los datos publicados sobre 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 a corto plazo o de forma 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, 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 menos de inspección doble de la pérdida estimada de corrosión antes de la fecha de la próxima inspección (Ver 6.3.3). Deberá tenerse en cuenta para las otras cargas, de acuerdo con el código aplicable. El aplicable asignaciones de código para las variaciones de presión y temperatura 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 Determinación Requerido Espesor El espesor requerido de una tubería será el mayor del 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 579-1 / ASME FFS-1)] deberá ser evaluado para la continuidad del servicio. Fitness-por-servicio técnicas, como los documentados en la API 579-1 / ASME FFS-1, Segunda Edition, puede ser utilizado para esta evaluación. Las técnicas de aptitud para el servicio utilizados serán de aplicación a lo específico degradación observada. Las siguientes técnicas pueden usarse como aplicable. a) Evaluar la pérdida de metal en exceso de la tolerancia de corrosión, se puede realizar una evaluación de la aptitud por servicio de conformidad con una de las siguientes secciones de API 579-1 / ASME FFS-1. Esta evaluación requiere el uso de una asignación futura corrosión, que se establecerá, sobre la base de 7,1. 1) Evaluación del general de Metal Loss-API 579-1 / ASME FFS-1, Sección 4. 2) Evaluación de metal Local Pérdida-API 579-1 / 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 la aptitud por 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, sobre la base de 7,1. c) Evaluar la desalineación y concha distorsiones de soldadura, una evaluación de la aptitud por servicio se debe realizar en de acuerdo con API 579-1 / ASME FFS-1, Sección 8. d) Evaluar los defectos crack como, una evaluación de la aptitud por servicio se debe realizar de acuerdo con API 579-

1 / ASME FFS-1, Sección 9. e) Evaluar los efectos de daño de fuego, una evaluación de la aptitud por servicio se debe realizar de acuerdo con API 579-1 / ASME FFS-1, Sección 11. 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 vibre en exceso. La flexibilidad de la tubería es de creciente preocupación mayor es el diámetro de la tubería y mayor es la diferencia entre condiciones ambientales y de temperatura de funcionamiento. Tubería de análisis de tensión para evaluar la flexibilidad del sistema y la adecuación de soporte normalmente no se realiza como parte de una tubería de inspección. Sin embargo, muchos sistemas de tuberías existentes se analizaron como parte de su diseño original o como parte de una recalificación o modificación, y los resultados de estos análisis pueden ser útiles en el desarrollo de planes de inspección. Cuándo 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 tensión. Tabla 4-Dos ejemplos del cálculo de PSMA que ilustra el uso del concepto de la corrosión de media vida Ejemplo 1 500 psig/400 °F (3447 kPA/204 °C) Presión de diseño / temperatura NPS 16, standard weight, A 106-B Descripción del tubo 16 in. (406 mm) Diámetro exterior del tubo, D 20,000 psi (137,900 kPa) tensión admisible 1.0 Eficiencia de soldadura longitudinal, E Espesor determinado a partir de la 0.32 in. (8.13 mm) inspección Tasa de corrosión observada (ver 0.01 in./year (0.254 mm/year) 7.1.1) 5 años Próxima inspección planificada Pérdida corrosión estimado por la = 5 × 0.01 = 0.05 in. (5 × 0.254 = 1.27mm) fecha de la próxima inspección = 2SEt/D = 550 psig MAWP In U.S. Customary (USC) units = 3747 kPa En unidades del SI Conclusión: OK Ejemplo 2 7 años Próxima inspección planificada Pérdida corrosión estimado por la = 7 × 0.01 = 0.07 in. (7 × 0.254 = 1.78mm) fecha de la próxima inspección = 2SEt/D = 450 psig MAWP In USC units

= 3104 kPa En unidades del SI Conclusión: hay que reducir el 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.

Ver API 574 para obtener más información sobre el diseño de presión, espesores mínimos mínimos requeridos y estructurales, incluyendo fórmulas, problemas de ejemplo y tablas por defecto de los mínimos sugeridos. Tubería de 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 propensas a daños por fatiga de la expansión térmica (calentamiento y enfriamiento) ciclos y / o la 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 se puede emplear para ayudar a resolver los problemas de vibración tuberías observados. Lo natural frecuencias en las que un sistema de tuberías vibrará pueden predecirse por 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 progresivos de sus sistemas de tuberías y para aliviar la presión dispositivos. Los registros permanentes se mantendrán a lo largo de 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 pertinente a mecánico integridad como sigue.

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, 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. El informe figurarán, 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 de la 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) reparación, modificación 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 detectadas, las reparaciones temporales o recomendaciones para la reparación, son adecuados para el servicio continuo hasta que las reparaciones pueden ser completadas; y 3) la documentación para revalorizarse (incluyendo cálculos para revalorizarse y nuevas condiciones de diseño. d) Evaluación de la condición por servicio Requisitos de documentación se describen en API 579-1 / ASME FFS-1- Requisitos 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 ordenador registra El uso de un sistema basado en ordenador para el almacenamiento, cálculo y análisis de 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) almacenar y analizar las lecturas de espesor reales; b) el cálculo de las tasas de corto y largo plazo de la corrosión, fechas de jubilación, PSMA, e intervalos de reinspección en un grabación de punto de base grabación puntos; c) poner de relieve las áreas de altas velocidades de corrosión, circuitos de tuberías atrasados para la inspección, la tubería cerca de la jubilación de espesor, y otra información.

7.6.5 Tuberías Circuito Récords La siguiente información debe ser registrada para cada circuito de conducción en el que se encuentran CMLs: a) los materiales de especificación de construcción / tuberías; b) las presiones de funcionamiento y diseño y las temperaturas; c) clasificación de las bridas 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) el intervalo máximo para la inspección externa; h) el intervalo máximo para la inspección medición de espesores; i) cualquier modo la corrosión inusual o localizada que requeriría técnicas especializadas de inspección; j) particulares características del circuito 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. 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, tes, ramas, etc.); b) toda la tubería secundaria para la clase 1 (o alto 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 CML con la información apropiada para localizar los CMLs; e) la orientación y la escala adecuada para proporcionar detalle legibles; f) los números de las tuberías de circuitos y 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 utilizar si todos los demás detalles se muestran. El uso de datos locales o isométricos locales es aceptable para mostrar la ubicación de CML en dibujos de la cuadrícula. Inspección ISOs no necesita ser dibujado a escala o mostrar las dimensiones menos que sea necesario para localizar CML. 7.7 Recomendaciones de inspección para la reparación o reemplazo Una lista de recomendaciones de reparación o reemplazo (incluye recomendaciones para las no conformidades) que las tuberías impacto Se requiere integridad y se mantendrá vigente. El sistema de seguimiento de las recomendaciones 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 del sistema de tuberías (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 de sistemas 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 retiro o aislamiento ECM, debe ser identificado. La ubicación puede ser identificado mediante el establecimiento de una CML en la norma ISO inspección adecuada o con marcada-up ISOs de construcción y los informes narrativos. 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 del fallo. Las reparaciones temporales a los sistemas de tuberías deberán ser documentados de 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 atrasado 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 apropiados. 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 intervalos deberán ser documentados por el inspector y deben incluir la base técnica de apoyo al revisión intervalo; c) El inspector deberá aprobar una revisión de intervalo o aplazamiento. NOTA Si hay potencialmente cualquier tipos extraños de la degradación de la parte en la inspección de los sistemas de tuberías, el inspector es aconsejó buscar la orientación del especialista ingeniero tuberías o corrosión antes de aprobar cambios en el intervalo. 8 Las reparaciones, reformas y recalificación de Sistemas de Tuberías 8.1 Las 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 práctico para las reparaciones en el 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 puede aplicar en la inspección, para revalorizarse, reparación, y la alteración de los sistemas de tuberías de funcionamiento. Cuando ASME B31.3 no puede ser seguida por su nueva cobertura de construcción (como revisadas o nuevas especificaciones de los materiales, los requisitos de inspección, cierto calor los tratamientos y las pruebas de presión), el ingeniero de la tubería o el inspector se guiarán por API 570 en lugar de 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 seguirán para todas las reparaciones y modificaciones soldadas. 8.1.2 Autorización Todas las reparaciones y modificaciones obra se hará por una organización de reparación como se define en la Sección 3, y estará autorizada por el inspector antes de su comienzo. Autorización para Trabajos de transformación de un sistema de tuberías no se puede dar sin previa consulta con, y la aprobación por el ingeniero de tuberías. El inspector designará cualesquiera puntos de espera de inspección requerida durante la secuencia de reparación o alteración. El inspector podrá dar autorización general antes de 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 el caso. La aprobación del propietario / usuario de sobre-corriente de soldadura es requerido.

Soldadura reparación 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 todos reparación y transformación 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 (incluso sobre-corriente) 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 obtener 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 tendrá que consultar con un analista de fractura. El diseño de los recintos temporales y reparaciones será aprobado por el ingeniero de la tubería. Si el área de reparación está localizado (por ejemplo, picaduras o agujeros) y la SMYS de la tubería no es más de 40.000 psi (275,800 kPa), y un análisis de la aptitud por servicio muestra es aceptable, una reparación temporal puede ser hecha por filete soldar un acoplamiento dividida adecuadamente diseñado o parche placa sobre la zona sin hueso o localmente adelgazada (véase 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 se debe instalar en la parte superior de un parche filete soldada existente. Cuándo la instalación de un parche filete soldada adyacente a un filete de parche soldada existente, la distancia mínima entre la punta de la cordón de soldadura no deberá ser inferior a:

Donde; D es el diámetro interior en milímetros (pulgadas); t es el espesor mínimo requerido del parche filete-soldado en pulgadas (milímetros). Para fugas menores, recintos diseñados adecuadamente pueden soldarse sobre la fuga mientras que el sistema de tuberías se encuentra en servicio, siempre que el inspector está satisfecho de que espesor adecuado permanece en las proximidades de la soldadura y la tubería componente puede soportar la soldadura sin la probabilidad de un mayor daño material, tal como del servicio cáustica. Las reparaciones temporales deben ser removidos y reemplazados con una reparación permanente adecuada en la próxima disponible oportunidad de mantenimiento. Las reparaciones temporales pueden permanecer en el lugar

durante un período de tiempo más largo si son aprobadas y documentado por el ingeniero de la tubería. 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 metal de soldadura depositado de acuerdo con 8.2. Las irregularidades de superficie y la contaminación, se retiró antes de la soldadura. Métodos ECM 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 cumplido: a) soldaduras de ranura de penetración completa se proporcionan; b) para los sistemas de clase 1 y clase 2 de tuberías, las soldaduras deben 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 obtener más información sobre las reparaciones soldadas a los sistemas de tuberías. 8.1.5 Reparaciones Nonwelding (On-stream) Las 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, forro compuesto no metálico, metálicos y epoxi adecuadamente diseñado y, u otro no soldado aplica reparación temporal). El diseño deberá incluir el control de las cargas de empuje axial Si la tubería componente que se adjunta es (o puede ser) insuficiente para controlar la presión de empuje. El efecto de encerrar (Aplastamiento) fuerzas en el componente también se considerarán. Ver ASME PCC-2 para obtener más información sobre la no metálica métodos de reparación con forro compuesto. Durante plazos de entrega u otras oportunidades apropiadas, sellado de fugas temporal y dispositivos de fugas disipando, incluyendo Las válvulas deberán ser eliminadas y las acciones apropiadas adoptadas para restablecer la integridad original del sistema de tuberías. La inspector y / o ingeniero tuberías deberán participar en la determinación de los métodos y procedimientos de reparación. Fuga temporal sellado y fugas disipar dispositivos pueden permanecer en el lugar durante un período más largo de tiempo sólo si es aprobado y documentado por el ingeniero de la tubería.

Procedimientos que incluyen el sellado de fluidos ("bombeo") para tuberías de proceso de fugas deben ser revisados a la aceptación de la inspector o un ingeniero de tuberías. 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 pernos; y el número de veces que el área del sello es repumped. Ver ASME PCC-2 para obtener más información sobre las reparaciones temporales no soldadas para sistemas de tuberías. 8.2 Soldadura y Hot Tapping 8.2.1 general Todas las reparaciones y modificaciones de soldadura se hará de conformidad con los principios de ASME B31.3 o el código para que el sistema de tuberías se construyó. Cualquier soldadura realizada en piezas de tuberías en operación se hará de acuerdo con API 2201. El inspector deberá utilizar como mínimo el "sugerido Hot Tap Checklist" que figura en el API 2201 para hacer hot taps realizada en tubería 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 la 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 soldador. Estos registros deberán estar 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 utilizado en las reparaciones de soldadura se hará de acuerdo con el código aplicable y cualificado procedimiento de soldadura. Excepciones para reparaciones temporales deberán ser aprobadas por el ingeniero de tuberías. El precalentamiento a no menos de lo que puede ser considerado como una alternativa a PWHT de 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 de Mn-Mo, también pueden recibir el 300 ° F (150 ° C) como mínimo alternativa de precalentamiento cuando la temperatura de funcionamiento del sistema de tubería 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 junta se debe inmediatamente ser cubierto con un aislamiento para ralentizar la velocidad de enfriamiento. NOTA precalentamiento no puede ser considerada como una alternativa a la prevención de agrietamiento ambiental. Los sistemas de tuberías construidas de 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 debería considerar el potencial de agrietamiento ambiental y si la soldadura procedimiento proporcionará una resistencia adecuada. Ejemplos de situaciones en las que esta alternativa podría considerarse incluir las soldaduras de sellado, la acumulación de metal de soldadura de áreas delgadas, y los clips de soporte de soldadura. 8.2.3.3 PWHT PWHT de reparaciones del sistema de tuberías o alteraciones deberá efectuarse utilizando 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 tuberías. PWHT local puede ser sustituido por 360 ° de anillamiento en reparaciones locales en todos los materiales, siempre y cuando las siguientes precauciones y se aplican los requisitos. a) La solicitud es revisada, y un procedimiento es 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 distorsiones resultantes del calentamiento de un área restringida local de la pared de tubería serán considerados en el desarrollo de 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 base 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 deben ser reemplazados cuando es probable que sea inadecuada reparación. Nuevas conexiones y reemplazos deberán ser diseñado y fabricado 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 que el diseño, la ubicación y método de fijación ajustarse a los principios del código aplicable. Parches Filete soldadas requieren consideraciones especiales de diseño, 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 tuberías, siempre que esté en conformidad con 8.1.3 y satisface uno 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 aplicable, si se cumplen los siguientes criterios: 1) el esfuerzo de membrana admisible no se exceda en la parte de tubería o el parche, 2) la cepa en el parche no da lugar a tensiones de soldadura en ángulo superiores a tensiones admisibles para este tipo de soldaduras, 3) un parche superposición tendrá esquinas redondeadas (véase el anexo C). Los diferentes componentes en el mismo sistema de tuberías o circuito pueden tener diferentes temperaturas de diseño. Al establecer el temperatura de diseño, se tendrá en cuenta para procesar la temperatura del fluido, 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 los requisitos de verificación de los materiales, consulte 5.8. 8.2.6 ECM La aceptación de una reparación o alteración soldada incluirá ECM de acuerdo con el código y el propietario / las especificaciones del usuario, a menos que se especifique lo contrario en el API 570. Los principios y prácticas de la API 577 será también 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 debe realizar una prueba de presión de acuerdo con 5.8 si es práctico y que se considere necesario por el inspector. Las pruebas de presión que normalmente se requieren después de alteraciones y

reparaciones mayores. Ver ASME PCC-2 para obtener más información sobre la realización de las pruebas de presión. Cuando una prueba de presión no es necesario ni práctico, ECM será utilizada en lugar de una prueba de presión. La sustitución de los procedimientos de END apropiados para una prueba de presión después de una alteración, recalificación, o la reparación se puede hacer sólo después de consultar con el inspector y el ingeniero de la tubería. Para aislamiento existente líneas que se están probando la presión después de las reparaciones, re-calificación, o alteraciones, no es necesario quitar el aislamiento de todos 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 de un sistema existente, todos los siguientes requisitos quedará satisfecho. a) La tubería nueva o de reemplazo se prueba la presión y la examinó, 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) Toma de soldar bridas o racores soldados sindicatos para los tamaños NPS 2 o menos y los casos del diseño hasta la clase 150 y 500 ° F (260 ° C). Un espaciador diseñado para la soldadura de tubo o algún otro medio se utiliza para establecer un mínimo de 1/16 pulg. (1,6 mm) brecha. Soldaduras de corriente debe estar por ASME B31.3 y deberán tener un mínimo de dos pasadas. c) Cualquier cierre de extremo-soldadura final será de 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 el paso de la raíz y la soldadura a tope completado para 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 reparaciones de soldadura identificados por el ingeniero de la tubería o tuberías inspector autorizado. 8.3 Re-calificación Re-rating sistemas de tuberías cambiando el grado de la temperatura o 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 se establecerán de conformidad con los 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 actuales verificar que el sistema de tuberías es satisfactorio para las condiciones de servicio propuestas y que Se proporciona la tolerancia de corrosión apropiado. d) los sistemas de tuberías Rerated se prueba para detectar fugas de acuerdo con el código al cual 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 se realizó a mayor que o igual a la presión de prueba para la nueva condición. Un aumento en la temperatura de calificación que no afecta a la tensión de tracción admisible no requiere una prueba de fugas. e) El sistema de tuberías se comprueba para afirmar que los dispositivos de alivio de la presión requerida están presentes, se establecen en el presión adecuada, y tiene la capacidad adecuada a la presión de ajuste. f) El sistema de tuberías re-calificación es aceptable para el inspector o tuberías ingeniero. g) Todos los componentes de las tuberías del sistema (tales como válvulas, bridas, tornillos, juntas, embalaje, y juntas de 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 se actualizan. j) Una disminución de la temperatura mínima de funcionamiento se justifica por los resultados de pruebas de impacto, si es requerido por el código aplicable. 9 Inspección de tuberías enterradas 9.1 Generalidades La inspección de tuberías de proceso enterrado (no regulado por el Departamento de Transporte de Estados Unidos) es diferente de la otra inspección de tuberías de proceso, porque el deterioro externo significativo puede ser causada por las condiciones del suelo y corrosivos la inspección puede ser obstaculizada 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, ablandamiento de pavimentación de asfalto, la formación de la piscina, charcos de agua burbujeante, u olor perceptible. Inspección de la ruta de tuberías enterradas es un método para identificar las áreas problemáticas. 9.2.2 Encuesta Potencial Primer intervalo

La encuesta potencial de cerca intervalo realizado a nivel del suelo sobre la tubería enterrada se puede utilizar para localizar activo puntos de corrosión en la superficie de la tubería. Celdas de corrosión se pueden formar en tanto tubo desnudo y cubierto 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 puede ser utilizado 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 libre de vacaciones. 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. De los datos de la encuesta, la eficacia revestimiento y la velocidad de deterioro de recubrimiento se puede determinar. Esta información es utilizado tanto para predecir la actividad de la corrosión en un área específica y para la sustitución de la previsión de recubrimiento para control de la corrosión. 9.2.4 Resistividad del Suelo La corrosión de las tuberías desnudo o con poca revestido a menudo es 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. Niveles más bajos de resistividad son relativamente más corrosivo que los niveles más altos, especialmente en áreas donde la tubería se expone a grandes cambios en la resistividad del terreno. Las mediciones de resistividad del terreno deben realizarse utilizando el método Wenner de cuatro pines de conformidad con la norma 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 obtener resultados precisos. La profundidad de la tubería deberá ser considerado en la selección del método a utilizar y la ubicación de las muestras. La prueba y evaluación de los resultados debe ser realizada por personal capacitado y con experiencia en pruebas de 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 los potenciales de la tubería-suelo 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 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 a estos se puede 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 "chanchos inteligentes". Este método implica la inserción y desplazamiento de un dispositivo (cerdo) 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 fuga de flujo (MFL, UT, óptico, láser y técnicas electromagnéticas). La cola para ser evaluado debe ser libre de las restricciones que haría que el dispositivo para pegar dentro de la línea. El grado y el número de curvas en una línea de pueden restringir la aplicación de algunas tecnologías. La línea debe también contar con instalaciones para el lanzamiento y la recuperación los cerdos o tienen un acceso que permite la adición de lanzamiento temporal / recepción de capacidades. b) Las 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 el estado exterior 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 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 apuntalada para evitar su colapso, de acuerdo con las regulaciones de OSHA, en su caso. Si el recubrimiento o embalaje está deteriorado o dañado, debe ser eliminado en esa zona para inspeccionar el estado del subyacente metal. d) aplicado externamente técnicas de cribado. Una serie de tecnologías están ahora disponibles que se pueden aplicar externamente a la tubería en una ubicación y la pantalla seleccionar áreas 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 el grado de corrosión, recubrimientos 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 el suelo para interfaces aéreas. 9.3 Frecuencia y Amplitud de Inspección

9.3.1 Por encima de grado Vigilancia Visual El propietario / usuario debe, en aproximadamente seis meses de intervalo examinar las condiciones de la superficie sobre y adyacente a cada camino tubería (ver 9.2.1). 9.3.2-Pipe y el 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 llevarse a cabo 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 tubo-to- encuesta potencial puede llevarse 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 el grado de daños por corrosión. Un perfil de potencial continua o una reconocimiento minucioso intervalo puede ser necesaria para localizar las células de corrosión activa. 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 una tubería revestida donde hay pérdida gradual de los potenciales de protección catódica o una externa fuga de la corrosión se produce en un defecto de recubrimiento, 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 con protección catódica, las evaluaciones de la corrosividad del suelo se debe realizar a 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 de NACE RP0169 o API 651. 9.3.6 Intervalos externos e Inspección Interna Si se espera que la corrosión interna de tuberías enterradas como un resultado de la inspección en la parte de grado por encima de la línea, intervalos y métodos para la parte enterrada de inspección deben ajustarse en consecuencia. El inspector debe ser conocer y estudiar la posibilidad de acelerar la corrosión interna en deadlegs. La condición externa de tuberías enterradas que no está protegida catódicamente debe determinarse por cualquiera de rascado, que puede medir el espesor de la pared, o por 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 deberá ser inspeccionado en longitudes de 6 pies a 8 pies (2,0 ma 2,5 m) en una o más ubicaciones juzgados ser más susceptibles a la corrosión. Tuberías excavado

debe inspeccionar todo el perímetro de la 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 de pared promedio 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 caja 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 con el 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 estanqueidad debe mantenerse 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 de un 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 podrán ser examinados por la integridad utilizando volumétricos o presión métodos de prueba para la temperatura correcta. Otros métodos de ensayo de fugas alternativa incluyen el examen de emisión acústica y la adición de un fluido trazador a la línea de presión (tal como helio o hexafloride azufre). Si el trazador se añade al fluido de servicio, el propietario / usuario deberá confirmar la idoneidad para el proceso y el producto.

Tabla 5-Frecuencia de inspección para tuberías enterradas Sin eficaz protección catódica Resistividad del suelo (ohm-cm) <2,000 2000 to 10,000 >10,000

Inspección Intervalo (años) 5 10 15

9.4 Las reparaciones en sistemas de tuberías enterradas 9.4.1 Las reparaciones de revestimientos Cualquier recubrimiento eliminado inspección será renovado e inspeccionó adecuadamente. Para las reparaciones de revestimiento, el inspector debe garantizarse que el recubrimiento cumple con los siguientes criterios:

a) tiene suficiente adhesión a la tubería para evitar la migración de la humedad debajo de la película, b) es 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 alta tensión. La tensión de detector será ajustado al valor apropiado para el material de recubrimiento y el espesor. Cualquier vacaciones encontradas deben ser 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 acta se harán constar la fecha de instalación y la ubicación de la abrazadera. Todos 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 8.2. 9.5 Registros Sistemas de registro para las tuberías enterradas deberán mantenerse de acuerdo con 7.6. Además, un registro de la ubicación y se mantendrá la fecha de instalación de abrazaderas temporales.

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 autorizado tuberías certificación inspector cuando un solicitante ha superado con éxito la API 570 examen de certificación y cumple los requisitos de experiencia y 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 uno año debe estar en la supervisión de las actividades de inspección o la realización de las 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 Se requiere la recertificación tres años desde la fecha de emisión de la API 570 autorizado 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 el más reciente período de certificación de tres años y para inspectores de tuberías autorizadas que no han aprobado previamente el examen. Exámenes serán de acuerdo con todo disposiciones contenidas en API 570. A.3.2 "activamente comprometido como inspector de 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, en el más reciente período de certificación de tres años. NOTA 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 instituidas durante los seis años anteriores. Este requisito será efectiva seis años desde la fecha inicial de certificación del inspector. Los inspectores que no han sido participando activamente como inspector de tuberías autorizado dentro del período más reciente certificación de tres años deberá recertificar como se requiere en A.3.1. Anexo B (Informativo) Las solicitudes de Interpretaciones B.1 Introducción API considerará las solicitudes por escrito para interpretaciones de API 570. personal API harán que tales interpretaciones por escrito después consulta, si es necesario, con los funcionarios de los comités apropiados y los miembros del comité. El API comité responsable de mantener API 570 se reúne periódicamente para examinar las solicitudes escritas de interpretaciones y

revisiones, y para 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 a 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 patentado, o 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 la investigación presentada, 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 se obtuvo dicha asistencia. Se devolverán todas las investigaciones que no proporcionan la información necesaria para la comprensión completa. Formato mensaje B.2 Las preguntas deberán limitarse estrictamente a las solicitudes de interpretación de la última edición de API 570 o para el examen de revisiones a API 570 con base en nuevos datos o tecnología. Las preguntas se presentarán en el siguiente formato: a) Ámbito de aplicación-La investigación se realizará con una sola materia o materias estrechamente relacionadas. 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 ya sea 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 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) Investigación-La investigación se hará constar en un formato de preguntas condensado y preciso, omitiendo fondo superfluo 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 de interpretación se pueden encontrar en el sitio web del CDE en http://mycommittees.api.org/ normas / reqint / default.aspx. Anexo C (Informativo) Ejemplos de Reparaciones Reparaciones C.1 La soldadura manual utilizando el gas de metal-arco o procesos de metalarco 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 utilizarán cuando materiales de soldadura conforme a 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 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 de arriba. El diámetro de estos electrodos deben no exceda de 5/32 pulg. (4.0 mm). Electrodos más grandes que 5/32 pulg. (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 de la 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 verificado cuidadosamente por métodos ultrasónicos y es de suficiente espesor para la soldadura, una tira de soporte no es necesario. Todos los procedimientos de reparación y soldadura para líneas de corriente deberán ajustarse a API 2201.

Parches de reparación pequeñas C.2 El diámetro de los electrodos no debe exceder 5/32 pulg. (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 debe ser evitado. Todos los procedimientos de reparación y soldadura para líneas de corriente deberán ajustarse a API 2201. Ejemplos de parches de reparación pequeños se muestran a continuación en la figura C.2.

Parches de reparación Figura C.2-Small