Código de Inspección de Tubería
Inspección, Reparación, Alteración y Reclasificación de Sistemas de Tubería En Servicio.
API 570 SEGUNDA EDICION, OCTUBRE DE 1998 AGREGADO 1, FEBRERO DEL 2000 AGREGADO 2, DICIEMBRE DEL 2001 AGREGADO 3, AGOSTO DEL 2003
API INSTITUTO AMERICANO DEL PETROLEO
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Para los propósitos de esta norma se aplican las siguientes definiciones: 3.1 alteración: Es un cambio físico en cualquier componente que tiene implicaciones de diseño las cuales afectan a la capacidad de contenimiento de presión o flexibilidad de un sistema de tubería más allá del alcance de este diseño. Las siguientes no son consideradas como alteraciones: reemplazo comparable o duplicado: la adición de cualquiera conexión en derivación reforzada igual a o menor que el tamaño de conexiones derivadas reforzadas existentes; y la adición de conexiones en derivación las cuales no requieren refuerzo. 3.2 código aplicable. El código, sección del código, u otra práctica o norma generalmente reconocida y aceptada de realización de acuerdo a lo cual se construyó el sistema de tubería o la cual es considerada por el dueño o usuario o por el ingeniero de la entubación como la más apropiada para la situación incluyendo aunque sin limitarse a la última edición de ASME B31.3. 3.3 ASME B31.3: Es una forma abreviada de ASME B31.3, Tubería de Proceso, publicada por la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos. ASME B31.3 está escrita para el proyecto y construcción de sistemas de tubería. Sin embargo, la mayoría de los requisitos técnicos en diseño, soldadura, examen y materiales también pueden ser aplicados en la inspección, reclasificación, reparación y alteración de sistemas de tubería operativos. En el caso en que no sea posible seguir la norma ASME B31.3 debido a su nueva cobertura de construcción (tal como fue revisada o detalles técnicos del material nuevo, requisitos de inspección, ciertos tratamientos con calor y pruebas de presión), el ingeniero de entubación o el inspector serán guiados por API 570 en lugar de complacencia estricta con ASME B31.3. Como un ejemplo de la intención, se ha empleado la frase “principios de ASME B31.3” en API 570, preferentemente en lugar de “de acuerdo a ASME B31.3”. 3.4 agencia de inspección autorizada: Está definida como cualquiera de las siguientes: a. La organización de inspección de la jurisdicción en la cual se utiliza el sistema de tubería. b. La organización de inspección de una compañía de seguros que está licenciada o registrada para escribir seguro para sistemas de tubería. c. Un propietario o un usuario de sistemas de tubería quien mantiene una organización de inspección para actividades que se relacionan solamente a su equipamiento y no para sistemas de tubería propuestos para venta o reventa. d. Una organización de inspección independiente empleada por o bajo contrato con el propietario o el usuario del sistema de tubería que son utilizados solamente por el propietario o por el usuario y no para venta o reventa.
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e. Una organización de inspección independiente licenciada o reconocida por la jurisdicción en la cual el sistema de tubería es utilizado y empleado por o bajo contrato con el propietario o el usuario. 3.5 inspector de tubería autorizado: es un empleado de una agencia de inspección autorizada quien está cualificado y certificado para desempeñar las funciones detalladas en API 570. No se requiere que un examinador no destructivo (NDE) sea un inspector de tubería autorizado. Cada vez que se utilice el término inspector en API 570, se refiere a un inspector de tubería autorizado. 3.6 tubería de emergencia: Tubería de maquinaria e instrumento. Característicamente es tubería de proceso secundaria de orificio pequeño la cual puede ser aislada de los sistemas de tubería primarios. Los ejemplos incluyen tuberías de purga, oleoductos de cierre, tubos de analizador, tubos de balance, gasoductos intermedios, drenajes y respiraderos. 3.7 válvulas de retención críticas: Son válvulas que han sido identificadas como vitales para la seguridad del proceso y que deben operar de manera confiable con el fin de evitar el potencial para eventos peligrosos o consecuencias substanciales si ocurriera una fuga. 3.8 CUI: Es corrosión bajo aislación, incluyendo fractura por corrosión con esfuerzo bajo aislación. 3.9 tramos muertos. Son componentes de un sistema de tubería que normalmente no tienen flujo significativo. Los ejemplos incluyen a los siguientes: derivaciones taponadas, tubos con válvulas de bloqueo cerradas normalmente, tubos con un extremo taponado, patas de apoyo falsas presurizadas, tubería de paso de válvula de control estanca, tubería de bomba de repuesto, bridas de nivel, tubería del cabezal de la boca de salida y de la boca de entrada de la válvula de alivio, tubos de paso de preparación de bomba, respiraderos de punto alto, puntos de muestra, drenajes, purgadores y conexiones de instrumentos. 3.10 defecto. Se trata de una imperfección de un tipo o magnitud que sobrepasa a los criterios aceptables. 3.11 temperatura de diseño de un componente de un sistema de tubería: Es la temperatura a la cual, bajo la presión coincidente, se requiere el espesor más grande o la clasificación de componente más alta. Es la misma que la temperatura de proyecto definida en ASME B31.3 y otras secciones del código y está sometida a las mismas reglas que se relacionan con tolerancias para variaciones de presión o temperatura o ambas. Diferentes componentes en el mismo sistema de tubería o circuito pueden tener temperaturas de proyecto diferentes. Al 3
establecer la temperatura de proyecto se considerará las temperaturas de fluido de proceso, las temperaturas del ambiente, temperaturas de medios de enfriamiento y calefacción y la aislación. 3.12 examinador: Es una persona quien asiste al inspector ejecutando examen no destructivo específico (NDE) en componentes de sistemas de tubería pero quien no evalúa los resultados de aquellos exámenes de acuerdo con API 570, a menos que se halle específicamente entrenado y autorizado para hacerlo así por el propietario o por el usuario. El examinador no necesita estar cualificado de acuerdo a API 570 ni ser un empleado del propietario o del usuario sin embargo estará entrenado y cualificado en los procedimientos aplicables en los que se halla involucrado el examinador. En ciertos casos es posible exigir al examinador que porte otras certificaciones según sea necesario para satisfacer los requisitos del propietario o del usuario. Ejemplos de otra certificación que puede ser exigida son SNT-TC1A o CP-189; o certificación del Inspector de Soldadura AWS 1. El empleador del examinador mantendrá registros de certificación de los examinadores empleados, incluyendo las fechas y los resultados de calificaciones personales y las pondrá a disposición del inspector. 3.13 punto de pausa: Es un punto en el proceso de reparación o de alteración más allá del cual la obra no puede proseguir hasta haber ejecutado y documentado la inspección exigida. 3.14 imperfecciones: Son defectos u otras discontinuidades observadas durante la inspección las cuales pueden ser sometidas a criterios de aceptación durante un análisis de inspección y realización. 3.15 indicación: Es una respuesta o evidencia producto de la aplicación de una técnica de evaluación no destructiva. 3.16 punto de inyección: Son las localizaciones en donde se inyecta cantidades relativamente pequeñas de materiales hacia dentro de los caudales de proceso para controlar la química u otras variables de proceso. Los puntos de inyección no incluyen localizaciones donde se unen dos caudales de proceso (tes de mezcla). Los ejemplos de puntos de inyección incluyen cloro en reformadores, inyección de agua en sistemas en altura, inyección de polisulfuro en gas húmedo de craqueo catalítico, inyecciones antiespuma, inhibidores y neutralizadores. 3.17 en servicio. Se refiere a sistemas de tubería que han sido puestos en operación opuestamente a construcción nueva con anterioridad a ser puestos en servicio.
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Sociedad de Soldadura Americana, 550 N.W. LeJeune Road, Miami, Florida 33135..
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3.18 Inspector. Es un inspector de tubería autorizado. 3.19 jurisdicción. Es una administración de gobierno constituida legalmente la cual puede aceptar reglas que se relacionan con sistemas de tubería. 3.20 brida de nivel. Es un montaje de tubería de vidrio de indicador de nivel unido a un recipiente. 3.21 presión de régimen tolerable máxima: (MAWP): Es la presión interna máxima permitida en el sistema de tubería para la operación continuada en la condición más severa de temperatura y presión interna o externa coincidente (mínima o máxima) esperada durante el servicio. Es la misma que la presión de proyecto según se define en ASME B31.3 y otras secciones de código y está sujeta a las mismas reglas en relación con tolerancias para variaciones de presión o temperatura o ambos. 3.22 T de mezcla: Es un componente de la tubería que combina dos caudales de proceso que difieren en temperatura y/o composición. 3.23 MT: Prueba de partícula magnética. 3.24 NDE: Examen no destructivo 3.25 NPS: Tamaño de tubo nominal (seguido, en el caso adecuado, por el número de designación de tamaño específico sin un símbolo de pulgada). 3.26 en fluido: Es tubería que contiene cualquier cantidad de fluido de proceso. 3.27 propietario / usuario: Es un propietario o un usuario de sistemas de tubería quien ejerce control sobre la operación, realización, inspección, reparación, alteración, prueba y reclasificación de aquellos sistemas de tubería. 3.28. Inspector del propietario o del usuario: Es un inspector autorizado empleado por un propietario o usuario quien ha calificado ya sea por examen escrito bajo los antecedentes de la Sección 4 y el Apéndice A de API 570 o que ha calificado bajo los antecedentes de A.2 y que reúne los requisitos de la jurisdicción. 3.29 PT: Es una prueba de penetrante-líquido 3.30 tubo: Es un cilindro estanco a la presión usado para transportar un fluido o para transmitir una presión de fluido y comúnmente se le designa como “tubo” en los detalles técnicos del material aplicables. (Los materiales designados como “tubo” o “tubing” en los detalles técnicos son tratados como tubo cuando están propuestos para servicio de presión. 5
3.31. Circuito de tubería: Es una sección de tubería la cual tiene todos los puntos expuestos a un ambiente de corrosividad similar y que es de condiciones de diseño y material de construcción similares. Los sistemas de tubería o las unidades de proceso complejas están divididos en circuitos de tubería para manejar la mantención de registro, inspecciones y cálculos necesarios. Al establecer el límite de un circuito de tubería en particular, el inspector también puede dimensionarlo para entregar un paquete práctico para mantención de registro y para realizar inspección en el lugar de los trabajos. 3.32 ingeniero de tubería: Se trata de una o más personas u organizaciones aceptables para el propietario o el usuario quienes tienen reconocimiento y son experimentados en las disciplinas de ingeniería asociadas a la evaluación de las características mecánicas o materiales que afectan a la integridad y confiabilidad de sistemas y de componentes de tubería. El ingeniero de tubería, mediante consulta con especialistas apropiados, debiera ser considerado como un componente de todas las entidades necesarias para atender adecuadamente un requisito técnico. 3.33 sistema de tubería: Se trata de un montaje de tubería interconectada que está sometido al mismo conjunto o conjuntos de condiciones de proyecto y que es utilizado para transportar, distribuir, mezclar, separar, descargar, medir, controlar o frenar flujos de fluido. Además el sistema de tubería incluye elementos de soporte del tubo sin embargo no incluye estructuras de apoyo, como por ejemplo cimientos y armazones estructurales. 3.34 tubería de proceso primaria: Es tubería de proceso en servicio activo, normal la cual no puede ser desprovista de válvulas o, si fuese desprovista de válvulas, afectaría de modo significativo a la operabilidad de la unidad. La tubería de proceso primaria normalmente incluye a toda la tubería de proceso mayor que NPS 2. 3.35 PWHT: tratamiento con calor posterior a la soldadura. 3.36 renovación: Actividad que descarta un componente existente y que lo reemplaza con materiales de repuesto nuevos o existentes de las mismas o de mejores calidades que los componentes originales. 3.37 reparación: Es el trabajo necesario para restaurar un sistema de tubería a una condición conveniente para la operación segura a las condiciones de proyecto. Si cualquiera de los cambios restaurativos producen un cambio de presión o de temperatura de proyecto, además se satisfizarán los requisitos para reclasificación. Cualquiera operación de soldadura, corte o pulido sobre un componente de tubería el cual contiene presión
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no considerado específicamente como una alteración se considera una reparación. 3.38 organización de la reparación: Cualquiera de los siguientes: a. Un propietario o un usuario de un sistema de tubería quien repara o altera su propio equipo de acuerdo a API 570. b. Un contratista cuyas calificaciones son aceptables para el propietario o el usuario de sistemas de tubería y quien hace reparaciones o alteraciones de acuerdo a API 570. c. Alguien que está autorizado por, es aceptable para, o que, por otro lado, no está prohibido por la jurisdicción y que realiza reparaciones de acuerdo a API 570. 3.39 reclasificación: Es un cambio en la temperatura de proyecto o la presión de régimen aceptable máxima o ambos de un sistema de tubería. Una reclasificación puede consistir de un aumento, una disminución o una combinación de ambos. La desclasificación por debajo de las condiciones de proyecto originales es un medio para proveer tolerancia a la corrosión aumentada. 3.40. Tubería de proceso secundaria: La tubería de proceso de orificio pequeño (menor que o igual a NPS 2) corriente abajo de válvulas de bloque normalmente cerradas. 3.41 tubería de orificio pequeño (SBP): Es tubería la cual es menor que o igual a NPS 2. 3.42 interfaz suelo a aire (S/A): Es un área en la cual puede ocurrir corrosión externa en tubo parcialmente enterrado. La zona de la corrosión variará dependiendo de los factores tales como humedad, contenido de oxígeno del suelo y temperatura de funcionamiento. La zona generalmente se considera que es desde 12 pulgadas (305mm) bajando a 6 pulgadas (150 mm) por encima de la superficie del suelo. El tubo que corre paralelo a la superficie del suelo que hace contacto con el suelo está incluido. 3.43 carrete: Es una sección de tubería comprendida por flanges u otros accesorios de conexión tales como uniones. 3.44 fragilización por temple: Es una pérdida de ductilidad y dureza de la muesca en aceros susceptibles de aleación baja, tales como 1 ¼ Cr y 2 ¼ Cr, debido a exposición prolongada a servicio de temperatura alta 700ºF – 1070ºF (370ºC – 575ºC). 3.45 reparaciones temporales: Las reparaciones realizadas a sistemas de tubería con el fin de restaurar integridad suficiente para continuar el funcionamiento seguro hasta que se pueda programar y cumplir reparaciones permanentes dentro de un período de tiempo aceptable para el inspector o el ingeniero de tubería. 7
3.46 punto de prueba: Es un área definida por un círculo el cual tiene un diámetro no más grande que 2 pulgadas (50 mm) para un diámetro de tubo el cual no excede a 10 pulgadas (250 mm) o no más grande que 3 pulgadas (75 mm) para tubos más grandes. Las lecturas de espesor pueden ser promediadas dentro de esta área. Un punto de prueba estará dentro de una localización de medición de espesor. 3.47 localizaciones de medición de espesor (TML): Son áreas designadas en sistemas de tubería en donde se dirige inspecciones y mediciones de espesor periódicas. 3.48 WFMT: Prueba de partícula magnética fluorescente húmeda. 3.49 material de aleación: Es cualquier material metálico (incluyendo materiales de aportación de soldadura) que contiene elementos de aleación tales como cromo, níquel o molibdeno, los cuales son agregados intencionalmente para reforzar las propiedades mecánicas o físicas y/o la resistencia a la corrosión. 3.50 programa de verificación del material: Es un procedimiento documentado de certificación de calidad usado para evaluar los materiales de aleación metálicos (incluyendo soldamientos y aditamentos en el caso en que esté detallado) para verificar complacencia con el material de aleación seleccionado o especificado designado por el propietario o por el usuario. Este programa puede incluir una descripción de métodos para comprobación del material de aleación, marcación de componente físico y mantención de registro de programa. 3.51 prueba de identificación del material positiva (PMI): Se trata de cualquiera evaluación o prueba física de un material para confirmar que el material el cual ha sido o será puesto en servicio es consistente con el material de aleación seleccionado o especificado designado por el dueño o el usuario. Estas evaluaciones o pruebas pueden entregar información cualitativa o cuantitativa la cual es suficiente para verificar la composición de aleación nominal. 3.52 evaluación de aptitud para el servicio: Es una metodología por la cual se evalúan los defectos y condiciones contenidos dentro de una estructura con el fin de determinar la integridad de la estructura para servicio continuado. 3.53 examinador de onda de corte UT calificado por la industria: Es una persona quien posee una calificación de onda de corte ultrasónica de API o una calificación equivalente aceptada por el propietario o el usuario.
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3.54 tubería lejos del sitio: Son sistemas de tubería que no están incluidos dentro de los límites del plano o terreno (batería) de una unidad de proceso, tal como, un hidrocraqueador, un craqueador de etileno o una unidad de crudo. Ejemplos de tubería lejos del sitio incluyen tubería de patio de tanques y otra tubería de consecuencia inferior fuera de los límites de la unidad de proceso. 3.55 tubería en el sitio: Son sistemas de tubería incluidos dentro de los límites del plano o terreno de las unidades de proceso, tales como, un hidrocraqueador, un craqueador de etileno o una unidad de crudo. SECCION 4 – ORGANIZACIÓN DE LA INSPECCION DEL USUARIO O DEL PROPIETARIO. 4.1 GENERALIDAD Un dueño o un usuario de sistemas de tubería ejercerá control del programa de inspección del sistema de tubería, frecuencias de inspección y mantenimiento y es responsable por la función de una agencia de inspección autorizada de acuerdo a los antecedentes de API 570. La organización de inspección del dueño o del usuario además controlará las actividades que se relacionan a la reclasificación, reparación y alteración de sus sistemas de tubería. 4.2 CERTIFICACION Y CALIFICACION DEL INSPECTOR DE TUBERIA AUTORIZADO DE API. Los inspectores de tubería autorizados tendrán educación y experiencia de conformidad con el apéndice A de este código de inspección. Los inspectores de tubería autorizados serán certificados por el Instituto Americano del Petróleo de acuerdo a los antecedentes del Apéndice A. Toda vez que se use el término inspector en este documento, se refiere a un inspector de tubería autorizado. 4.3 RESPONSABILIDADES 4.3.1 Propietario / Usuario Una organización de dueño o de usuario es responsable del desarrollo, documentación, puesta en práctica, ejecución y evaluación de sistemas de inspección de tubería y procedimientos de inspección los cuales cumplirán los requisitos de este código de inspección. Estos sistemas y procedimientos estarán contenidos en un manual de inspección de certificación de calidad o procedimientos escritos e incluirán: a. Estructura de organización e informe para el personal de inspección. b. Mantención y documentación de los procedimientos de inspección y de certificación de calidad. c. Documentación e informe de inspección y resultados de prueba. d. Acción correctiva para resultados de prueba e inspección. 9
e. Auditoria interna para complacencia con el manual de inspección de certificación de calidad. f. Examen y aceptación de dibujos, cálculos de diseño y detalles técnicos para reparaciones, alteraciones y reclasificaciones. g. Garantizar que se cumplan continuamente todos los requisitos jurisdiccionales para inspección de tubería, reparaciones, alteraciones y reclasificación. h. Informe al inspector de tubería autorizado acerca de cualquier cambio de proceso que pudieran afectar a la integridad de la tubería. i. Requisitos de entrenamiento para personal de inspección con respecto a herramientas de inspección, técnicas y base de conocimiento técnico. j. Controles necesarios de tal manera que solamente se use procedimientos y soldadores calificados para todas las reparaciones y alteraciones. k. Controles necesarios de tal manera que solamente se utilice procedimientos y personal de examen no destructivos calificados (NDE). l. Controles necesarios de tal manera que solamente se utilice materiales que complacen a la sección aplicable del Código ASME para reparaciones y alteraciones. m. Controles necesarios de tal manera que todo el equipo de prueba y medición de inspección sea mantenido y calibrado adecuadamente. n. Controles necesarios de tal manera que el trabajo de inspección de contrato u organizaciones de reparación cumplan los mismos requisitos de inspección que la organización del dueño/usuario. o. Requisitos de auditoria interna para el sistema de control de calidad para dispositivos de alivio de presión. 4.3.2 Ingeniero de Tubería El ingeniero de tubería es responsable respecto al dueño o usuario por las actividades que involucran diseño, análisis de realización, análisis, o evaluación de sistemas de tubería cubiertos por API 570. 4.3.3 Organización de Reparación. La organización de reparación será responsable respecto al dueño o usuario y proveerá los materiales, equipo, control de calidad y mano de obra necesaria para mantener y reparar los sistemas de tubería de acuerdo a los requisitos de API 570. 4.3.4 Inspector de Tubería Autorizado Cuando se está dirigiendo las inspecciones, reparaciones o alteraciones en sistemas de tubería, un inspector de tubería autorizado de API será responsable con respecto al dueño o el usuario para determinar que se cumplen los requisitos de API 570 sobre inspección, examen y comprobación y estará directamente involucrado en las actividades de inspección. El inspector de tubería autorizado de API puede ser asistido al desempeñar 10
inspecciones visuales por otros individuos adecuadamente entrenados y cualificados los cuales pueden o no pueden ser inspectores de tubería certificados. El personal que desempeña exámenes no destructivos cumplirá las calificaciones identificadas en el punto 3.12 pero no necesitan ser inspectores de tubería autorizados de API. Sin embargo, todos los resultados de examen deben ser evaluados y aceptados por el inspector de tubería autorizado de API. 4.3.5 Otro Personal El personal de operación, mantenimiento u otro personal quienes tengan conocimiento o experiencia especial en relación con sistemas de tubería particulares serán responsables de poner en conocimiento prontamente al inspector o al ingeniero de tubería acerca de cualquiera condiciones raras que puedan desarrollarse y de proveer otra asistencia, en el caso en que sea adecuado. SECCION 5- PRÁCTICAS DE PRUEBA E INSPECCION 5.1 INSPECCION BASADA EN EL RIESGO La identificación y evaluación de mecanismos de degradación potenciales son pasos importantes en una estimación de la probabilidad de la falla de una tubería. Sin embargo, también se debería considerar ajustes a tácticas y estrategias de inspección para dar cuenta de consecuencias de una falla. La combinación de la estimación de probabilidad de falla y las consecuencias de falla son elementos esenciales de la inspección basada en riesgo (RBI). Cuando el propietario o el usuario escoge dirigir una estimación RBI debe incluir una evaluación sistemática de la probabilidad de falla y de la consecuencia asociada de la falla, de acuerdo a API RP 580. La evaluación de probabilidad debe basarse sobre todas las formas de degradaciones que pudieran esperarse razonablemente que afecten a los circuitos de tubería en cualquier servicio en particular. Los ejemplos de aquellos mecanismos de degradación incluyen: pérdida de metal externa o interna desde una forma identificada de corrosión (localizada o general), todas las formas de agrietamiento, incluyendo agrietamiento por corrosión con esfuerzo y asistida con hidrógeno (desde las superficies interiores o exteriores de la tubería), y cualquiera otras formas de degradación metalúrgica, corrosión o degradación mecánica, tal como fatiga, fragilización, termo fluencia, etc. Adicionalmente, se debe evaluar la eficacia de las prácticas de inspección, instrumentos y técnicas utilizadas para hallar los mecanismos de degradación potenciales y esperados. Esta probabilidad de estimación de falla debería ser repetida cada vez que se realizan cambios de proceso o de equipo que pudieran afectar significativamente a las velocidades de degradación o provocar falla prematura de la tubería. Otros factores que debieran ser tenidos en cuenta en una evaluación RBI dirigida de conformidad con API RP 580 incluye: 11
que los materiales de construcción sean los adecuados; condiciones de proyecto del circuito de tubería, relativas a las condiciones de funcionamiento; conveniencia de los códigos y de las normas de diseño utilizados; eficacia de los programas de supervisión de la corrosión; y la calidad de los programas de mantenimiento e inspección de Certificación de Calidad/Control de Calidad. Los datos de falla del equipo y la información además serán información importante para esta evaluación. La estimación de consecuencia debe tener en cuenta los incidentes potenciales que pueden ocurrir como producto de liberación de fluido, incluyendo explosión, fuego, exposición a tóxico e impacto ambiental y otros efectos de la salud asociados con una falla de tubería. Es esencial que todas las estimaciones de RBI sean documentadas completamente de conformidad con API RP 580, definiendo claramente todos los factores que contribuyen a la probabilidad y consecuencia de una falla de tubería. 5.2 PREPARACION Debido a los productos transportados en sistemas de tubería, las precauciones de seguridad son importantes cuando el sistema es inspeccionado, particularmente si es abierto para examinar superficies internas. Los procedimientos para segregar sistemas de tubería, instalar tapones (obturadores), y probar hermeticidad debieran ser una pieza integral de las prácticas de seguridad. Se tomarán precauciones de seguridad adecuadas antes de abrir cualquier sistema de tubería y antes de que se ejecuten algunos tipos de inspección externa. En general, la sección de tubería que será abierta debiera ser aislada de todas las fuentes de líquidos dañinos, gases o vapores dañinos y debieran ser purgados para eliminar todos los vapores y gases combustibles o tóxicos y aceite. Antes de iniciar la inspección el personal de inspección debiera obtener permiso para trabajar en la vecindad de personal de operación responsable por el sistema de tubería. Se usará el equipo protector cuando lo exijan los reglamentos o este será usado por el propietario o usuario. El equipo de prueba no destructivo utilizado para inspección está sujeto a los requisitos de seguridad de la instalación en operación para equipo eléctrico. En general los inspectores debieran familiarizarse con reparaciones y resultados de inspección anteriores en los sistemas de tubería por los cuales ellos son responsables. En particular, ellos debieran repasar brevemente la historia de sistemas de tubería individuales antes de realizar cualquiera de las inspecciones requeridas por API 570. (Vea la Sección 8 de API RP 574 para prácticas recomendadas suplementarias). En API RP 579, Apéndice G, se entrega una visión generalizada de los tipos de deterioro y modos de falla experimentados por equipo contenedor de presión.
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5.3 INSPECCION PARA AGRIETAMIENTO. Nota: Para información Capítulo II.
TIPOS más
ESPECIFICOS
completa
y
DE
acabada,
CORROSION vea
API
Y IRE
Cada propietario o usuario debería dar atención específica a la necesidad de inspección de sistemas de tubería que son susceptibles a los siguientes tipos específicos y áreas de deterioro: a. Puntos de inyección b. Tramos muertos c. Corrosión bajo aislación (CUI). d. Interfaces suelo a aire (S/A). e. Corrosión localizada y específica del servicio. f. Erosión y corrosión/erosión. g. Agrietamiento ambiental h. Corrosión debajo de los forros interiores y depósitos. i. Agrietamiento por fatiga. j. Agrietamiento por termo fluencia k. Fractura quebradiza. l. Daño por congelamiento. Otras áreas de interés son observadas en el Capítulo II de IRE y la Sección 6 de API RP 574. 5.3.1 Puntos de Inyección. A veces los puntos de inyección están sujetos a corrosión acelerada o localizada desde condiciones de operaciones normales o anormales. Aquellos que lo están, pueden ser tratados como circuitos de inspección separados y estas áreas necesitan ser inspeccionadas de manera completa sobre la base de un programa regular. Figura 5-1 – Circuito Característico de Tubería de Punto de Inyección. Al designar un circuito de punto de inyección para los propósitos de la inspección, el límite corriente arriba recomendado del circuito de punto de inyección es un mínimo de 12 pulgadas (300 mm) o tres diámetros de tubería corriente arriba del punto de inyección, cualquiera que sea más grande. El límite corriente abajo recomendado del circuito del punto de inyección es el segundo cambio en la dirección del flujo más allá del punto de inyección o 25 pies (7.6 m) más allá del primer cambio en la dirección del flujo, cualquiera que sea menor. En algunos casos, puede resultar más adecuado extender este circuito a la siguiente pieza de equipo de presión de la manera indicada en la Figura 5-1. La selección de localizaciones de medición de espesor (TML) dentro de los circuitos de puntos de inyección sometidos a corrosión localizada debería estar de acuerdo con las siguientes pautas: 13
a. Establecer TML sobre accesorios adecuados dentro del circuito del punto de inyección. b. Establecer TML sobre la pared del tubo en la localización del chocamiento de pared del tubo esperado del fluido inyectado. c. Es posible que se exija TML en localizaciones intermedias a lo largo de la tubería recta más larga dentro del circuito del punto de inyección. d. Establecer TML en los límites corriente arriba y corriente abajo del circuito del punto de inyección. Los métodos preferidos para inspeccionar puntos de inyección son radiografía y/o ultrasonido, según lo que resulte más adecuado, para establecer el espesor mínimo en cada TML. Se puede utilizar exploración o mediciones ultrasónicas de parrilla cercana mientras las temperaturas sean adecuadas. Para algunas aplicaciones, es beneficioso retirar los carretes de tubería para facilitar una inspección visual de la superficie interior. Sin embargo, las mediciones de espesor aún serán exigidas para determinar el espesor restante. Durante inspecciones programadas periódicas se debería aplicar inspección más extensiva a un área que comienza 12 pulgadas (300 mm) corriente arriba de la boquilla de inyección y que continúa por a lo menos diez diámetros de tubo corriente abajo del punto de inyección. Adicionalmente, mida y registre el espesor en todos los TML dentro del circuito del punto de inyección. 5.3.2 Tramos muertos La velocidad de corrosión en tramos muertos puede variar significativamente de la tubería activa adyacente. El inspector debiera supervisar el espesor de pared en los tramos muertos seleccionados, incluyendo el extremo estancado y en la conexión a una línea activa. En sistemas de tubería caliente el área de punto alto puede corroerse debido a corrientes convectivas establecidas en el tramo muerto. Se debería tener en cuenta el retiro de tramos muertos que no sirven para nuevos propósitos de proceso. 5.3.3 Corrosión Bajo Aislación La inspección externa de sistemas de tubería aislados debiera incluir un repaso de la integridad del sistema de aislación para condiciones que pudieran llevar a corrosión bajo aislación (CUI) y para señales de CUI en avance. Las fuentes de humedad pueden incluir lluvia, fugas de agua, condensación y sistemas de inundación. Las formas más comunes de CUI son corrosión localizada de agrietamiento por corrosión con esfuerzo de cloruro y acero al carbono de aceros inoxidables austeníticos. Esta sección entrega pautas para identificar áreas de CUI potenciales para inspección. La extensión de un programa de inspección CUI puede variar dependiendo del clima local; las localizaciones marinas más templadas pueden requerir un programa muy activo; mientras que localizaciones medio-continentales más secas y más frías pueden no necesitar un programa tan extenso. 14
5.3.3.1 Sistemas de Tubería Aislados Susceptibles de CUI Ciertas áreas y tipos de sistemas de tubería son potencialmente más susceptibles a CUI, incluyendo lo siguiente: a. Áreas expuestas a niebla rociada encima desde torres de agua de refrigeración. b. Áreas expuestas a respiraderos de vapor. c. Áreas expuestas a sistemas de inundación. d. Áreas sometidas a derrames de proceso, ingreso de humedad o vapores ácidos. e. Sistemas de tubería de acero al carbono incluyendo a aquellos aislados para protección del personal que opera entre 25ºF250ºF(-4ºC-120ºC). La CUI es particularmente agresiva en el caso donde las temperaturas de operación provocan condensación y re-evaporación frecuente o continuada de la humedad atmosférica. f. Los sistemas de tubería de acero al carbono que normalmente operan en servicio por sobre 250°F (120°C) pero están en servicio intermitente. g. Tramos muertos y aditamentos que sobresalen de la tubería aislada y que operan a una temperatura diferente que la temperatura de operación de la línea activa. h. Sistemas de tubería de acero inoxidable austenítico que operan entre 150°F-400°F (65°C-204°C). (Estos sistemas son susceptibles a agrietamiento por corrosión con esfuerzo de cloruro.) i. Sistemas de tubería vibratorios que tienen una tendencia a infligir daño a encamisado de aislación proveyendo una ruta para el ingreso de agua. j. Sistemas de tubería rastreados de vapor que pueden experimentar fugas de rastreo, especialmente en accesorios de tubing por debajo de la aislación. k. Sistemas de tubería con revestimientos y/o envolturas deteriorados. 5.3.3.2 Localizaciones Comunes en Sistemas de Tubería Susceptibles a CUI. Las áreas de sistemas de tubería clasificadas en 5.3.3.1 pueden tener localizaciones específicas dentro de ellas que son más susceptibles a CUI, incluyendo lo siguiente: a. Todas las penetraciones o brechas en los sistemas de encamisamiento de aislación tales como: 1. Tramos muertos (respiraderos, drenajes y otros items similares). 2. Colgadores de tubo y otros soportes. 3. Válvulas y accesorios (superficies de aislación irregulares) 4. Zapatas de tubo apernadas. 5. Penetraciones de tubing de rastreador de vapor. 15
b. Término de aislación en flanges y otros componentes de la tubería. c. Encamisamiento de aislación perdido o dañado. d. Costuras del encamisamiento de aislación ubicadas en la parte superior de tubería horizontal o encamisamiento de aislación sellado o solapado inadecuadamente. e. Término de la aislación en un tubo vertical. f. Calafateo que ha endurecido, se ha separado o que se perdió. g. Pandeos o descoloración del sistema de encamisado o de aislación o bandas perdidas (los pandeos o encorvamientos pueden indicar formación de productos de corrosión.) h. Puntos bajos en sistemas de tubería que tienen una brecha conocida en el sistema de aislación, incluyendo puntos bajos en tendidos de tubería largos sin apoyo. i. Flanges de acero de aleación baja o al carbono, apernamiento y otros componentes bajo aislación en sistemas de tubería de aleación alta. Las localizaciones donde los tapones de aislación han sido quitados para permitir mediciones de espesor de la tubería en tubería aislada debieran recibir particular atención. Estos tapones debieran ser reemplazados y sellados prontamente. Se encuentran disponibles comercialmente varios tipos de tapones removibles los cuales permiten la inspección e identificación de puntos de inspección para referencia futura. 5.3.4 Interfaz Suelo a Aire. Las interfaces suelo a aire (S/A) para tubería enterrada sin protección catódica adecuada serán incluidas en las inspecciones de tubería externa programadas. La inspección a nivel debería comprobar daño del revestimiento, tubo desnudo y mediciones de profundidad del foso. Si se observa corrosión significativa, se puede requerir mediciones de espesor y excavación para evaluar si la corrosión está localizada a la interfaz S/A o puede ser más penetrante al sistema enterrado. Las lecturas de espesor en interfaces S/A pueden exponer el metal y acelerar la corrosión si los revestimientos y envolturas no son restaurados adecuadamente. Si la tubería enterrada tiene protección catódica satisfactoria según lo determinado por la supervisión de acuerdo con la sección 9, se requiere excavación solamente si existe evidencia de daño del revestimiento o envoltura. Si la tubería enterrada no está revestida a nivel, se debería tener en cuenta la excavación de 6 pulgadas a 12 pulgadas (150mm a 300mm) de profundidad para evaluar el potencial para daño oculto. En interfaces de concreto a aire y asfalto a aire de tubería enterrada sin protección catódica, el inspector debiera buscar evidencia de que el calafateo o cierre en la interfaz se ha deteriorado y ha permitido el ingreso de humedad. Si existe dicha condición en sistemas de tubería sobre 10 años de antigüedad puede ser necesario inspeccionar en busca de corrosión por debajo de la superficie antes de volver a cerrar la junta.
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5.3.5 Corrosión Localizada y Específica Del Servicio Un programa de inspección eficaz incluye los siguientes tres elementos los cuales ayudan a identificar el potencial para corrosión localizada y específica del servicio y seleccionar la TML adecuada: a. Un inspector con conocimiento del servicio y donde exista probabilidad de que ocurra corrosión. b. Uso extensivo de examen no destructivo (NDE). c. Comunicación desde personal de operación cuando ocurran trastornos de proceso que puedan afectar a la velocidad de corrosión. Unos pocos ejemplos de donde se podría esperar que ocurra este tipo de corrosión incluyen los siguientes: a. Corriente abajo de puntos de inyección y corriente arriba de separadores de producto, tales como en líneas de efluente de reactor de hidroproceso. b. Corrosión de punto de rocío en caudales en condensación tales como fraccionamiento en altura. c. Arrastre cáustico o ácido no anticipado desde procesos hacia dentro de sistemas de tubería no aleados o arrastre cáustico hacia dentro de sistemas de tubería de acero que no están tratados con calor posterior a la soldadura. d. Localizaciones de condensación de sal de amonio en caudales de hidroproceso. e. Flujo de fase mixta y áreas turbulentas en sistemas acídicos. f. Calidades mezcladas de tubería de acero al carbono en servicio de aceite corrosivo caliente. [450°F (230°C) o temperatura más alta y contenido de sulfuro más alto en el aceite más grande que 0.5 por ciento por peso]. Observe que el tubo de acero debilitado sin silicio tal como A-53 y API 5L pueden corroerse a velocidades superiores de lo que lo hace el tubo de acero debilitado con silicio, tal como A-106, especialmente en ambientes sulfúricos de temperatura alta. g. Corrosión bajo depósito en suspensiones acuosas, soluciones cristalizantes o fluidos productores de coque. h. Arrastre de cloruro en sistemas de regeneración de reformador catalítico. i. Corrosión de punto caliente sobre tubería con rastreo de calor externo. En servicios que se vuelven mucho más corrosivos a la tubería con temperatura aumentada tal como cáustico en acero al carbono puede ocurrir corrosión o agrietamiento por corrosión con esfuerzo (SCC) en puntos calientes que se desarrollan bajo condiciones de flujo bajo. 5.3.6 Erosión y Corrosión/Erosión Puede definirse la erosión como la eliminación de material de superficie mediante la acción de numerosos impactos individuales de partículas líquidas y sólidas. Puede caracterizarse por acanaladuras, orificios redondeados, ondas y valles en un patrón direccional. Normalmente la erosión ocurre en áreas de flujo turbulento tales como cambios de dirección en un sistema de 17
tubería o corriente debajo de válvulas de control donde puede ocurrir vaporización. Normalmente el daño por erosión aumenta en caudales con grandes cantidades de partículas líquidas o sólidas circulando a altas velocidades. Una combinación de corrosión y erosión (corrosión/erosión) ocasiona una pérdida de metal significativamente más grande de lo que se puede esperar de la corrosión o erosión por sí solas. Este tipo de corrosión ocurre en áreas de alta velocidad y gran turbulencia. Ejemplos de lugares para inspeccionar incluyen los siguientes: a. Corriente abajo de válvulas de control, especialmente cuando está ocurriendo desbordamiento. b. Corriente abajo de orificios. c. Corriente abajo de descargas de bomba. d. En cualquier punto de cambio de la dirección de flujo, tal como los radios interior y exterior de codos. e. Corriente abajo de configuraciones de tubería (tales como soldaduras, pozos térmicos y flanges) que producen turbulencia, particularmente en sistemas sensibles a la velocidad tales como sistemas de ácido sulfúrico e hidrosulfuro de amoníaco. Las áreas de las que se sospecha que tienen corrosión/erosión localizada debieran ser inspeccionadas utilizando métodos de NDE adecuados que rendirán datos de espesor sobre un área amplia tal como exploración ultrasónica, perfil radiográfico o corriente parásita. 5.3.7 Agrietamiento Ambiental Los materiales de construcción de sistemas de tubería normalmente son seleccionados para resistir las variadas formas de agrietamiento por corrosión con esfuerzo (SCC). Sin embargo algunos sistemas de tubería pueden ser susceptibles a agrietamiento ambiental debido a condiciones de proceso alteradas, CUI, condensación no anticipada o exposición a sulfuro de hidrógeno húmedo o carbonatos. Los ejemplos de agrietamiento ambiental incluyen: a. SCC de cloruro de aceros inoxidables austeníticos debido a humedad y cloruros bajo aislación, debajo de depósitos, debajo de empaquetaduras o en grietas. b. SCC de ácido politiónico de aceros de aleación austeníticos sensibilizados debido a exposición a sulfuro, condensación de humedad u oxígeno. c. SCC cáustica (conocida a veces como fragilización cáustica) d. SCC de amino en sistemas de tubería que no están aliviados de esfuerzo. e. SCC de carbonato. f. SCC en ambientes donde existe sulfuro de hidrógeno húmedo, tal como sistemas que contienen agua ácida. g. Daño por agrietamiento inducido de hidrógeno (HIC) y ampollamiento de hidrógeno.
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Cuando el inspector sospecha o es avisado que circuitos específicos pueden ser susceptibles a agrietamiento ambiental, el inspector debería programar inspecciones complementarias. Tales inspecciones pueden tomar la forma de NDE de superficie [prueba de penetrante líquido (PT) o prueba de partícula magnética fluorescente húmeda (WFMT)], o ultrasonido (UT). En el caso en que estén disponibles, se puede retirar los carretes sospechosos del sistema de tubería y abrirlos partiéndolos para examen de superficie interna. Si se detecta agrietamiento ambiental durante la inspección interna de recipientes de presión y se considera a la tubería igualmente susceptible el inspector debiera designar carretes de tubería adecuados corrientes arriba y corriente abajo del recipiente de presión para inspección de agrietamiento ambiental. Cuando se sospecha el potencial para agrietamiento ambiental en circuitos de tubería, se debería programar la inspección de carretes seleccionados con anterioridad a un próximo ciclo de parada. Dicha inspección debería entregar información útil para la predicción de mantenimiento de ciclo de parada. 5.3.8 Corrosión Debajo de Forros y Depósitos. Si los revestimientos externos o internos, forros internos refractarios y forros internos resistentes a la corrosión están en buena condición y no hay razón para sospechar de una condición deteriorada detrás de ellos, normalmente no es necesario retirarlos para inspección del sistema de tubería. La eficacia de los forros interiores resistentes a la corrosión se reduce enormemente debido a roturas o agujeros en el forro interno. Se debería inspeccionar los forros para separación, roturas, agujeros y ampollas. Si se observa cualquiera de estas condiciones puede ser necesario retirar porciones del forro interno para investigar la eficacia del forro y la condición de la tubería de metal por debajo del forro. Como modo alternativo, se puede utilizar inspección ultrasónica desde la superficie externa para medir el espesor de pared y detectar separación, agujeros y ampollas. Los forros refractarios pueden derramarse o quebrarse en servicio con o sin causar algún tipo de problemas significativos. La corrosión por debajo de los forros refractarios puede ocasionar separación y encorvamiento del refractario. Si se detecta encorvamiento o separación del forro refractario se puede retirar porciones del refractario para permitir la inspección de la tubería por debajo del refractario. Por otra parte, es posible hacer mediciones de espesor ultrasónico desde la superficie del metal externa. En el caso donde depósitos operativos como coque están presentes sobre una superficie de tubo, es particularmente importante determinar si tales depósitos tienen corrosión activa por debajo de ellos. Esto puede requerir una inspección completa en áreas seleccionadas. Las líneas más grandes deberían tener eliminados los depósitos en áreas críticas seleccionadas para examen de 19
spot. Las líneas más pequeñas pueden requerir que se retire los carretes seleccionados o que se ejecuten métodos NDE, tales como radiografía, en áreas seleccionadas. 5.3.9 Agrietamiento por Fatiga El agrietamiento por fatiga en sistemas de tubería puede resultar de esfuerzos cíclicos excesivos que están frecuentemente bien por debajo de la resistencia cedente estática del material. Las tensiones cíclicas pueden ser impuestas por presión, medios mecánicos o térmicos y puede producir fatiga de ciclo bajo o de ciclo alto. La iniciación de agrietamiento por fatiga de ciclo bajo frecuentemente está relacionada directamente con el número de ciclos de calentamiento y enfriamiento experimentados. La vibración excesiva del sistema de tubería (tal como vibraciones de máquina o inducidas por flujo) también puede provocar daño por fatiga de ciclo alto. (Ver 5.4.4 para requisitos de vigilancia de tubería vibratoria y 7.5 para requisitos de diseño asociados a tubería vibratoria). El agrietamiento por fatiga puede ser detectado por primera vez característicamente en puntos de intensificación de esfuerzo alto tales como conexiones en derivación. Las localizaciones donde los metales que tienen diferentes coeficientes de expansión térmica están unidos por soldadura pueden ser susceptibles a fatiga térmica. (Ver 6.6.3 para consideraciones acerca de la fatiga relativas a conexiones roscadas.) Los métodos preferidos de NDE para detectar agrietamiento por fatiga incluyen prueba de penetrante líquido (PT) o prueba de partícula magnética (MT). Además se puede usar emisión acústica para detectar la presencia de grietas que son activadas por presiones de prueba o esfuerzos generados durante la prueba. Es importante que el dueño o el usuario y el inspector comprendan que el agrietamiento por fatiga tiene probabilidad de provocar falla de la tubería antes de que sea detectado con cualquier método de NDE. Del número total de ciclos de fatiga requeridos para producir una falla, se requiere que la vasta mayoría inicie una grieta y se requiere relativamente menos ciclos para propagar la grieta a falla. En consecuencia, la instalación y el diseño adecuados para el fin de impedir la iniciación del agrietamiento por fatiga son importantes. 5.3.10 Agrietamiento por Fluencia La termo fluencia depende del tiempo, la temperatura y el esfuerzo. El agrietamiento por fluencia eventualmente puede ocurrir en condiciones de diseño puesto que algunos esfuerzos tolerables del código de tubería están en la gama de fluencia. El agrietamiento es acelerado por interacción de fluencia y fatiga cuando las condiciones de operación en el rango de fluencia son cíclicas. El inspector debería atender particularmente a áreas de concentración de esfuerzo alta. Si se encuentran temperaturas excesivas, también pueden ocurrir cambios de propiedad mecánica y microestructurales en metales, 20
lo cual puede debilitar permanentemente el equipo. Puesto que la fluencia es dependiente del tiempo, la temperatura y el esfuerzo, los niveles estimados o reales de estos parámetros serán usados en cualquier evaluación. Un ejemplo de donde se ha experimentado agrietamiento por fluencia en la industria se halla en aceros 1 ¼ Cr por sobre 900°F (480°C). Los métodos NDE para detectar agrietamiento por fluencia incluyen prueba de penetrante líquido, prueba de partícula magnética, prueba de ultrasonido, prueba radiográfica y metalografía in situ. También se puede usar la prueba de emisión acústica para detectar la presencia de grietas que son activadas por tensiones o presiones de prueba generadas durante la prueba. 5.3.11 Fractura Quebradiza Los aceros al carbono, de aleación baja y otros aceros ferríticos pueden ser susceptibles a falla quebradiza en o por debajo de las temperaturas ambiente. Normalmente la fractura quebradiza no es preocupante con tubería de pared relativamente delgada. La mayoría de las fracturas quebradizas han ocurrido en la primera aplicación de un nivel de esfuerzo particular (es decir, la primera hidroprueba o sobrecarga) a menos que se introduzcan defectos críticos durante el servicio. Se tendrá en cuenta el potencial para una falla quebradiza cuando se vuelva a hacer la hidroprueba o será evaluado mas cuidadosamente al probar equipo neumáticamente o al agregar cualquiera otras cargas adicionales. Se debería poner atención especialmente a aceros de aleación baja (especialmente material 2 ¼ Cr-1 Mo), debido a que ellos pueden ser proclives a fragilización de temple y a aceros inoxidables ferríticos. API RP 579, Sección 3 entrega procedimientos para la evaluación de equipo para resistencia a fractura quebradiza. 5.3.12 Daño por Congelamiento A temperaturas por debajo del punto de congelación del agua, el agua y las soluciones acuosas en sistemas de tubería pueden congelarse y provocar falla debido a la expansión de estos materiales. Después de clima congelante inesperadamente severo, es importante revisar si hay daño por congelamiento en componentes de tubería expuestos antes de que el sistema se deshiele. Si ha ocurrido ruptura se puede impedir temporalmente la fuga mediante el fluido congelado. Se debería examinar cuidadosamente puntos bajos, tramos de purga y tramos muertos de sistemas de tubería que contienen agua para comprobar si hay daño. 5.4 TIPOS DE INSPECCION Y DE VIGILANCIA Diferentes tipos de inspección y de vigilancia son adecuados dependiendo de las circunstancias y del sistema de tubería (Ver la nota). Estos incluyen los siguientes: a. Inspección visual interna. b. Inspección de medición de espesor. c. Inspección visual externa. 21
d. Inspección de tubería vibratoria. e. Inspección complementaria. Nota: Vea la inspección.
Sección
6
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5.4.1 Inspección Visual Interna Las inspecciones visuales internas no son normalmente ejecutadas en tubería. Cuando es posible y factible las inspecciones visuales internas pueden ser programadas para sistemas tales como línea de transferencia de gran diámetro, ductos, líneas catalíticas u otros sistemas de tubería de gran diámetro. Tales inspecciones son similares en su naturaleza a las inspecciones de recipiente de presión y debieran ser dirigidas con métodos y procedimientos similares a aquellos reseñados en API 510. Las técnicas de inspección visual a distancia pueden servir de ayuda al inspeccionar tubería demasiado pequeña como para ingresar. Una oportunidad adicional para inspección interna se entrega cuando los flanges de tubería están desconectados permitiendo la inspección visual de superficies internas con o sin el uso de NDE. El retiro de una sección de tubería y su partidura a lo largo de su línea central permite además acceso a superficies internas donde hay necesidad de dicha inspección. 5.4.2 Inspección de Medición de Espesor Se realiza una inspección de medición de espesor para determinar la condición interna y el espesor restante de los componentes de la tubería. Las mediciones de espesor se pueden obtener cuando un sistema de tubería está en operación o fuera de operación y serán ejecutadas por el inspector o el examinador. 5.4.3 Inspección Visual Externa Se realiza una inspección visual externa para determinar la condición del exterior de la tubería, sistema de aislación, pintura y sistemas de revestimiento y el hardware asociado; y para verificar si hay señales de desalineamiento, vibración y fuga. Cuando se observa formación de producto de corrosión en las áreas de contacto de apoyo del tubo se puede requerir el levantamiento de tales apoyos para inspección. Al hacer esto, se debería practicar la cautela si la tubería está en servicio. Se puede realizar inspecciones de tubería externas cuando el sistema de tubería está en servicio. Consulte API RP 574 para información útil acerca de dirigir inspecciones externas. En el Apéndice D se entrega una lista de comprobación para ayuda al dirigir inspecciones de tubería externa. Las inspecciones externas incluirán mediciones para la condición de apoyos y suspensores de tubería. Las instancias de suspensores agrietados o rotos, “enclavamiento de fondo” de soportes elásticos, zapatas de apoyo desplazadas de los miembros de soporte u otras condiciones de refrenamiento inadecuadas serán informadas y corregidas. Las patas falsas de apoyo verticales serán también revisadas para confirmar que ellas no 22
se han llenado de agua que esté provocando corrosión externa de la tubería presurizada o corrosión interna de la pata de apoyo. Las patas falsas de apoyo horizontales también serán revisadas para determinar que los ligeros desplazamientos desde horizontal no están provocando trampas de humedad contra la superficie externa de componentes de tubería activos. Se debería inspeccionar visualmente las juntas de expansión de fuelles para deformaciones poco usuales, desalineamiento o desplazamientos que pueden exceder el diseño. El inspector debiera examinar el sistema de tubería para la presencia de cualquier modificación en el lugar de los trabajos o reparaciones temporales no registradas previamente en los registros y/o dibujos de la tubería. El inspector además debiera estar alerta a la presencia de cualquier componente en el servicio que pueden ser inconvenientes para operación de largo plazo, tal como flanges inadecuados, reparaciones temporales (grampas), modificaciones (mangueras flexibles), o válvulas de especificación inadecuada. Los componentes roscados que pueden ser retirados e instalados más fácilmente merecen particular atención debido a su potencial más alto para instalación de componentes inadecuados. La inspección externa periódica exigida en el punto 6.4 normalmente debiera ser dirigida por el inspector quien además será responsable de mantener registro e inspección de reparación. El personal de mantenimiento o de operación calificado también puede dirigir inspecciones externas, cuando sea aceptable para el inspector. En tales casos las personas que dirigen las inspecciones de tubería externa de conformidad con API 570 estarán calificadas mediante una cantidad de adiestramiento adecuada. Adicionalmente a estas inspecciones externas programadas que están documentadas en registros de inspección es beneficioso para el personal que frecuenta el área dar informe de deterioro o cambios al inspector. (Vea el Apéndice D y la Sección 6.3 de API RP 574 para ejemplos de tal deterioro).
5.4.4 Vigilancia de Movimiento de la Línea y Tubería Vibratoria. El personal de operación debería informar acerca de tubería oscilante o vibratoria al personal de inspección o de realización para evaluación. Otros movimientos de línea significativos debieran ser informados los cuales pueden haberse originado de martillo líquido, frenado de líquido en tubos de vapor o expansión térmica anormal. En las uniones donde los sistemas de tubería vibratoria están refrenados, se debería tener en cuenta la prueba de partícula magnética periódica o prueba de penetrante líquido para verificar la iniciación de agrietamiento por fatiga. Las conexiones en bifurcación deberían recibir atención especial.
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5.4.5 Inspección Complementaria Se puede programar otras inspecciones según conveniencia o necesidad. Los ejemplos de tales inspecciones incluyen el uso periódico de radiografía y/o termografía para comprobar enredamiento o taponamiento interno, termografía para verificar puntos calientes en los sistemas forrados interiormente refractarios, o inspección para agrietamiento ambiental. Se puede usar emisión acústica, detección de fuga acústica y termografía para detección de fuga a distancia y vigilancia. Se puede utilizar ultrasonido y/o radiografía para detectar corrosión localizada.
5.5 LOCALIZACIONES DE MEDICION DE ESPESOR 5.5.1 Generalidad Las localizaciones de medición de espesor (TML) son áreas específicas a lo largo del circuito de tubería donde las inspecciones serán realizadas. La naturaleza de la TML varía conforme a su localización en el sistema de tubería. La selección de TML considerará el potencial para corrosión localizada y corrosión específica del servicio según está descrito en el punto 5.3. 5.5.2 Control de TML Cada sistema de tubería será controlado tomando mediciones de espesor en los TML. Los circuitos de tubería con consecuencias potenciales altas si ocurriera falla y aquellos sometidos a velocidades de corrosión más altas o corrosión localizada normalmente tendrán más TML y serán controlados más frecuentemente (Ver el punto 6.3).Los TML debieran ser distribuidos apropiadamente en la totalidad de cada circuito de tubería. Los TML pueden ser eliminados o se puede reducir el número bajo ciertas circunstancias tales como tubería de lado frío de planta de olefina, tubería de amoniaco anhidroso, producto de hidrocarburo no corrosivo limpio, o tubería de aleación alta para la pureza del producto. En circunstancias donde la TML será substancialmente reducida o eliminada, se debería consultar a personas reconocidas en el tema de la corrosión. El espesor mínimo en cada TML puede ser localizado mediante radiografía o exploración de ultrasonido. También se puede usar técnicas electromagnéticas para identificar áreas delgadas que entonces pueden ser medidas por ultrasonido o radiografía. Cuando esto se cumpla con ultrasonido, la exploración consiste en tomar varias medidas de espesor en el TML buscando adelgazamiento localizado. La lectura más delgada o un promedio de varias lecturas de medida tomadas dentro del área de un punto de prueba serán registrados y usados para calcular las velocidades de corrosión, la vida restante y la siguiente fecha de inspección de acuerdo a la Sección 7.
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En el caso conveniente, las mediciones de espesor debieran incluir mediciones en cada uno de los cuatro cuadrantes en el tubo y en accesorios, con especial atención al radio interior y exterior de codos y Tes donde la corrosión /erosión podría aumentar las velocidades de corrosión. Como un mínimo, se registrará la lectura más delgada y su localización. Se debería establecer las TML para áreas con CUI continuada, corrosión en interfaces S/A u otras localizaciones de corrosión localizada potencial al igual que para corrosión general, uniforme. Las TML debieran ser marcadas en los dibujos de inspección y en el sistema de tubería para permitir mediciones repetitivas en los mismos TML. Este procedimiento de registro entrega datos para la determinación de la velocidad de corrosión más exacta. 5.5.3 Selección de TML Al seleccionar o ajustar el número y las localizaciones de TML el inspector debiera tomar en cuenta los patrones de corrosión que se esperarían y que han sido experimentados en la unidad de proceso. Un número de procesos de corrosión comunes a las unidades petroquímicas y de refinamiento son relativamente uniformes en naturaleza, produciendo una velocidad suficientemente constante de reducción de la pared del tubo independientemente de la localización dentro del circuito de tubería, ya sea axialmente o circumferencialmente. Los ejemplos de dichos fenómenos de corrosión incluyen corrosión por sulfuro de temperatura alta y corrosión de agua ácida (con tal de que las velocidades no sean tan excesivas como para provocar corrosión/erosión local de codos, Tes y otros artículos similares). En estas situaciones, el número de TML requerido para controlar un circuito será menor que aquellos requeridos para supervisar circuitos sometidos a pérdida de metal más localizada. En teoría, un circuito sujeto a corrosión perfectamente uniforme podría ser controlado adecuadamente con un único TML. En realidad, la corrosión nunca es verdaderamente uniforme de manera que se puede requerir TML adicionales. Los inspectores deben usar su conocimiento (y el de otros) de la unidad de proceso para optimizar la selección de TML para cada circuito, equilibrando el esfuerzo de reunir los datos con los beneficios entregados por los datos. Se debería seleccionar más TML para sistemas de tubería con cualquiera de las siguientes características: a. Potencial más alto para crear una emergencia de seguridad o ambiental en la eventualidad de una fuga. b. Velocidades de corrosión más altas esperadas o experimentadas. c. Potencial más alto para corrosión localizada. d. Mayor complejidad en términos de accesorios, bifurcaciones, tramos muertos, puntos de inyección y otros artículos similares. e. Potencial más alto para CUI.
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Se puede seleccionar menos TML para sistemas de tubería con cualquiera de las siguientes tres características: a. Potencial bajo para crear una emergencia de seguridad o ambiental en la eventualidad de una fuga. b. Sistemas de tubería relativamente no corrosivos. c. Sistemas de tubería largos de tendido recto. Los TML pueden ser eliminados para sistemas de tubería con cualquiera de las dos siguientes características: a. Potencial extremadamente bajo para crear una emergencia de seguridad o ambiental en la eventualidad de una fuga. b. Sistemas no corrosivos tal como ha sido demostrado por la historia o por servicio similar y sistemas no sometidos a cambios que pudieran provocar corrosión. 5.6 METODOS DE MEDICION DE ESPESOR Los instrumentos de medición de espesor ultrasónicos normalmente son los medios más precisos para obtener mediciones de espesor en tubo instalado más grande que NPS 1. Se prefieren las técnicas de perfil radiográfico para diámetros de tubo de NPS 1 y más pequeños. Se puede usar técnicas de perfil radiográficas para localizar áreas que serán medidas, particularmente en sistemas aislados o donde se sospecha corrosión no uniforme o localizada. En el caso donde sea factible se puede utilizar entonces ultrasonido para obtener el espesor real de las áreas que serán registradas. A continuación de las lecturas de ultrasonido en los TML se recomienda reparación adecuada de aislación y de revestimiento climático de aislación para reducir el potencial para CUI. Las técnicas de perfil radiográfico las cuales no requieren retirar la aislación pueden ser consideradas como una alternativa. Cuando la corrosión en un sistema de tubería es no uniforme, o el espesor restante se aproxima al espesor requerido mínimo, se puede requerir medición de espesor adicional. La exploración de ultrasonido o radiográfica son los métodos preferidos en tales casos. También se puede usar dispositivos de corriente parásita. Cuando se toman mediciones de ultrasonido por sobre 150°F(65°C) se debería usar instrumentos, acoplantes y procedimientos que producirán mediciones precisas a las temperaturas más altas. Las mediciones debieran ser ajustadas por el factor de corrección de temperatura adecuado. Los inspectores debieran estar conscientes de posibles fuentes de inexactitudes de medición y realizar todo esfuerzo para eliminar su ocurrencia. Como una regla general, cada una de las técnicas de NDE tendrá límites prácticos con respecto a la exactitud. Los factores que pueden contribuir a la exactitud reducida de mediciones ultrasónicas incluyen lo siguiente: a. Calibración de instrumento inadecuada. b. Escama o revestimientos externos. c. Dureza excesiva de la superficie.
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d. “Movimiento de vaivén” excesivo de la sonda (sobre la superficie curva). e. Defectos del material de subsuperficie, tal como laminaciones. f. Efectos de temperatura [a temperaturas por sobre 150°F(65°C)]. g. Pantallas de detector de defecto pequeño. h. Espesores de menos de 1/8 de pulgada (3.2mm) para indicadores de espesor digitales característicos. Además, se debe tener presente que el patrón de corrosión puede ser no uniforme. Para que las determinaciones de velocidad de corrosión sean válidas, es importante que las mediciones sobre el punto más delgado sean repetidas lo más cercanamente posible a la misma localización. De manera alternativa, la lectura mínima o un promedio de varias lecturas en un punto de prueba puede ser tenida en cuenta. Cuando los sistemas de tubería están fuera de servicio, se puede tomar mediciones de espesor a través de aberturas usando calibradores. Los calibradores son útiles para determinar los espesores aproximados de fundiciones, forjas y cuerpos de válvula al igual que aproximaciones de profundidad de foso desde CUI en tubo. Los dispositivos de medición de profundidad de pozo pueden ser usados también para determinar la profundidad de pérdida de metal localizada. 5.7 PRUEBA DE PRESION DE SISTEMAS DE TUBERIA Las pruebas de presión no son dirigidas normalmente como parte de una inspección de rutina (Ver el punto 8.2.6 para los requisitos de prueba de presión para reparaciones, alteraciones y reclasificación). Las excepciones a esto incluyen requisitos de la Guardia Costera de los Estados Unidos para tubería sobre el agua y requisitos de jurisdicciones locales después de alteraciones soldadas o cuando lo especifique el inspector o el ingeniero de tubería. Cuando estas sean dirigidas, las pruebas de presión serán ejecutadas de conformidad con los requisitos de ASME B31.3. Se entrega consideraciones adicionales en API RP 574 y API RP 579. Las pruebas de presión más bajas las cuales son utilizadas solamente para la hermeticidad de sistemas de tubería pueden ser dirigidas a presiones designadas por el dueño o el usuario. El fluido de prueba debería ser agua a menos que exista la posibilidad de daño debido a congelamiento u otros efectos adversos del agua sobre el sistema de tubería o el proceso o a menos que el agua de prueba llegue a contaminarse y su desechamiento presente problemas ambientales. En cada caso, se puede utilizar otro líquido no tóxico conveniente. Si el líquido es combustible, su punto de chispa será por lo menos 120°F(49°C) o más grande y se considerará el efecto del medioambiente de la prueba sobre el fluido de prueba.
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La tubería fabricada de o que tenga componentes de acero inoxidable serie 300 debería ser hidrotesteada con una solución formada de agua potable (Ver la nota) o condensado de vapor. Después de que la prueba esté terminada, se debería desaguar la tubería completamente (todos los respiraderos de punto alto deberían estar abiertos durante el desagüe), soplar con aire o secar de otra manera. Si no existe disponibilidad de agua potable o si no es posible el secado o desagüe inmediato, el agua que tiene un nivel de cloruro muy bajo, mayor pH (>10) y adición de inhibidor puede ser considerada para reducir el riesgo de picadura y corrosión inducida microbiológicamente. Nota: El agua potable en este contexto sigue la práctica de los EE.UU. con 250 partes por millón máximo de cloruro, sanitizada con cloro u ozono. Para tubería de acero inoxidable austenítico sensibilizado, sometida a agrietamiento por corrosión con esfuerzo politionica, se debería considerar el uso de una solución de agua alcalina para prueba de presión (ver NACE RPO170). Si una prueba de presión será mantenida por un período de tiempo y el fluido de prueba en el sistema está sometido a expansión térmica, se debería tomar precauciones para evitar presión excesiva. Cuando se requiere una prueba de presión, será dirigida después de cualquier tratamiento con calor. Antes de aplicar una prueba hidrostática a sistemas de tubería, se debería considerar el diseño de la estructura de apoyo. Se puede usar una prueba de presión neumática cuando no es factible probar hidrostáticamente debido a limitaciones de temperatura, estructurales o de proceso. Sin embargo, los riesgos potenciales para el personal y la propiedad de la prueba neumática serán tenidos en cuenta cuando se lleve a cabo dicha prueba. Como un mínimo, se aplicarán las precauciones de inspección contenidas en ASME B31.3 en cualquiera prueba neumática. Durante una prueba de presión, en el caso donde la presión de prueba exceda la presión fijada de la válvula de seguridad en un sistema de tubería, se debería quitar o bloquear las válvulas o la válvula de alivio de seguridad por la duración de la prueba. Como una alternativa, cada disco de válvula debe ser sujetado hacia abajo por una grampa de prueba diseñada convenientemente. La aplicación de una carga adicional al resorte de la válvula girando el tornillo de ajuste no se recomienda. Otros accesorios que son incapaces de soportar la presión de prueba tales como vidrios de indicadores, manómetros, juntas de expansión y discos de ruptura debieran ser retirados o bloqueados. Las líneas que contienen juntas de expansión que no pueden ser retiradas o aisladas pueden ser probadas a una presión reducida de acuerdo a los principios de ASME B31.3. Si se usan válvulas de bloqueo para aislar un sistema de tubería para una prueba de presión se debería ser cauteloso para no exceder la presión de asiento 28
permisible según está descrito en ASME B16.34 o los datos del fabricante de la válvula correspondientes. En el momento del término de la prueba de presión, dispositivos de alivio de presión de los ajustes adecuados y otros accesorios retirados o dejados inoperativos durante la prueba de presión serán reinstalados o reactivados. 5.8 VERIFICACION DEL MATERIAL Y CAPACIDAD DE RASTREO Durante las reparaciones o alteraciones de sistemas de tubería de material de aleación, DONDE SE REQUIERE QUE EL MATERIAL DE ALEACION MANTENGA CONTENIMIENTO DE PRESION, el inspector verificará que la instalación de materiales nuevos sea uniforme con los materiales de construcción especificados o seleccionados. Este programa de verificación de material debería ser uniforme con API RP 578. Usando procedimientos de evaluación de riesgo, el dueño o usuario puede hacer esta evaluación mediante verificación 100 por ciento, prueba PMI en ciertas situaciones críticas o mediante muestreo de un porcentaje de los materiales. La prueba de PMI puede ser llevada a cabo por el inspector o el examinador con el uso de métodos convenientes según está descrito en API RP 578. Si un componente de sistema de tubería fallara debido a que un material incorrecto fue sustituido inadvertidamente por el material de tubería adecuado, el inspector debiera considerar la necesidad de mayor verificación de materiales de tubería existentes. El alcance de la nueva verificación dependerá de las circunstancias tal como las consecuencias de la falla y la probabilidad de errores de material posteriores. El dueño o el usuario evaluarán la necesidad y alcance con respecto a la aplicación de las prácticas uniformes con API RP 578 que atienden a la substitución de material inadvertida en sistemas de tubería de aleación existentes. Un programa de verificación de material uniforme con API RP 578 puede incluir procedimientos para la prioritization y jerarquización de riesgo de circuitos de tubería. Esa evaluación puede conducir a prueba PMI retroactiva, según como está descrito en API RP 578, para confirmar que los materiales instalados son uniformes con el servicio propuesto. Los componentes identificados durante esta verificación que no reúnen los criterios de aceptación del programa de prueba PMI (tal como en API RP 578, Sección 6) serían marcados como objetivos para reemplazo. El dueño o el usuario y el inspector de tubería autorizado en consulta con un especialista en corrosión establecerán un programa para el reemplazo de aquellos componentes. El inspector autorizado usará NDE periódica, según sea necesario sobre los componentes identificados hasta el reemplazo. 5.9 INSPECCION DE VALVULAS Normalmente, las mediciones de espesor no son tomadas rutinariamente sobre válvulas en circuitos de tubería. El cuerpo de una válvula normalmente es más grueso que otros componentes de la tubería por razones de diseño. Sin embargo, cuando las 29
válvulas son desmanteladas para reparación y servicio, el taller debiera estar atento a cualquier patrón de corrosión inusual o adelgazamiento y cuando se observe, entregar aquella información al inspector. Los cuerpos de válvulas que están expuestos a ciclaje de temperatura elevado (por ejemplo, regeneración de unidad de reformación catalítica y limpieza con vapor) debieran ser examinados periódicamente para agrietamiento por fatiga térmica. Si se sabe o se sospecha que las válvulas de compuerta están siendo expuestas a corrosión o erosión, las lecturas de espesor deberían ser tomadas entre los asientos, puesto que esta es una área de alta turbulencia y alta tensión. Las válvulas de control y otras válvulas de estrangulación, particularmente en servicios de alta caída de presión y suspensión acuosa, pueden ser susceptibles a corrosión o erosión localizada del cuerpo corriente abajo del orificio. Si se sospecha de tal pérdida de metal, se debería retirar la válvula de la línea para inspección interna. El interior del flange casante o coincidente corriente abajo y tubería también debiera ser inspeccionado para pérdida de metal local. Cuando se desempeñan pruebas de presión de cierre y/o cuerpo de válvula después del servicio, estas debieran ser dirigidas de acuerdo a API Nor.598. Las válvulas de retención críticas debieran ser inspeccionadas visualmente e internamente para garantizar que ellas detendrán las inversiones de flujo. Un ejemplo de una válvula de retención crítica puede ser la válvula de retención localizada en la boca de salida de una bomba de carga de hidroproceso de gran altura de elevación, multietapa. La falla de dicha válvula de retención para operar correctamente podría producir sobrepresurización de la tubería durante una inversión de flujo. El método de inspección visual normal debería incluir: a. Comprobación para garantizar de que el batidor está libre para moverse, tal como se requiere, sin soltura excesiva debida a desgaste. b. La detención del batidor no debería tener desgaste excesivo, esto minimizará la probabilidad de que el batidor se mueva más allá de la posición central muerta superior y quede en una posición abierta cuando la válvula de retención sea montada en una posición vertical. c. La tuerca del batidor debiera ser asegurada al perno del batidor para evitar retroceso en servicio. Normalmente no se requiere comprobaciones de fuga de válvulas de retención críticas. 5.10 INSPECCION DE SOLDADURAS EN SERVICIO La inspección de la calidad de soldadura de tubería normalmente se cumple como una parte de los requisitos para construcción nueva, reparaciones o alteraciones. Sin embargo, frecuentemente las soldaduras son inspeccionadas para corrosión como parte de una inspección de perfil radiográfico o como parte de inspección 30
interna. Cuando se observa corrosión de soldadura preferencial, se debería examinar soldaduras adicionales en el mismo circuito o sistema para corrosión. En ocasiones, los exámenes de perfil radiográfico pueden revelar lo que parece ser imperfecciones en la soldadura. Si se detectan imperfecciones tipo fractura mientras el sistema de tubería está en operación, se puede usar una nueva inspección con radiografía de calidad de soldadura y/o ultrasonido para evaluar la magnitud de la imperfección. Adicionalmente, se debería hacer un esfuerzo para determinar si las imperfecciones tipo fractura son de fabricación de soldadura original o pueden ser de un mecanismo de agrietamiento ambiental. El agrietamiento ambiental será evaluado por el ingeniero de tubería. Si las imperfecciones observadas son un producto de la fabricación de soldadura, se requiere análisis de inspección y/o proyectación para evaluar el impacto de la calidad de la soldadura sobre la integridad de la tubería. Este análisis puede ser uno o más de los siguientes: a. Juicio del inspector. b. Juicio del inspector de soldadura certificado. c. Juicio del ingeniero de tubería. d. Análisis de proyectación de aptitud para el servicio Los temas a considerar al evaluar la calidad de soldaduras existentes incluyen los siguientes: a. Criterios de aceptación de inspección de fabricación original. b. Alcance, magnitud y orientación de las imperfecciones. c. Longitud del tiempo en servicio. d. Condiciones de funcionamiento versus diseño. e. Presencia de tensiones de tubería secundarias (residuales y térmicas). f. Potencial para cargas de fatiga (mecánicas y térmicas). g. Sistema de tubería primario o secundario. h. Potencial para impacto o cargas transitorias. i. Potencial para agrietamiento ambiental. j. Dureza de la soldadura. En muchos casos, para soldaduras en servicio no es conveniente usar los criterios de aceptación de radiografía de punto o aleatorios para calidad de soldadura en ASME B31.3. Estos criterios de aceptación están propuestos para aplicarse a construcción nueva en un muestreo de soldaduras, no solo las soldaduras examinadas, con el fin de evaluar la calidad probable de todas las soldaduras (o soldadores) en el sistema. Pueden existir algunas soldaduras que no cumplirán con estos criterios pero aún así actuarán satisfactoriamente en servicio después de ser hidroprobadas. Esto resulta especialmente cierto en conexiones de bifurcación pequeña que normalmente no son examinadas durante la construcción nueva.
31
El dueño o el usuario especificará examinadores de onda de corte UT calificados por la industria cuando el dueño o el usuario requiera lo siguiente: a) detección de defectos planares de rotura de superficie interior (ID) al inspeccionar desde la superficie externa (OD); o b) donde se requiera detección, caracterización, y/o dimensionamiento a través de la pared de defectos planares. Ejemplos de la aplicación para el uso de tales examinadores de onda de corte UT calificados por la industria incluyen aptitud para el servicio y control de defectos conocidos. El requisito para el uso de examinadores de onda de corte UT calificados por la industria se hace efectivo dos años después de la publicación en este código o agregado. 5.11 INSPECCION DE JUNTAS FLANGEADAS Se debería examinar las marcaciones sobre una muestra representativa de empaquetaduras y sujetadores recientemente instalados para determinar si ellos cumplen con la especificación del material. Las marcaciones están identificadas en las normas correspondientes ASME y ASTM. Los sujetadores cuestionables debieran ser verificados o renovados. Los sujetadores deberían extenderse completamente por sus tuercas. Cualquier sujetador que no sea capaz de hacerlo se considera aceptablemente enganchado si la falta de enganche completo no es más de una rosca. Si los flanges instalados están excesivamente curvados, se debería comprobar sus marcaciones y espesores contra requisitos de proyectación antes de iniciar una acción correctiva. Los sujetadores de sombrerete de válvula y flange deberían ser examinados visualmente para corrosión. Las uniones de sombrerete flangeadas y de válvula debieran ser examinadas para evidencia de fuga tales como manchas, depósitos o goteos. Las fugas de proceso hacia dentro de sujetadores de flange y sombrerete pueden provocar corrosión o agrietamiento ambiental. Este examen debiera incluir aquellos flanges encerrados con protecciones de salpicadura y rociado o flange. Las uniones flangeadas que han sido fijadas con grapa y bombeadas con sellante debieran ser revisadas para fuga en los pernos. Los sujetadores sometidos a dicha fuga pueden corroerse o fracturarse (por ejemplo agrietamiento cáustico). Si se contempla rebombeo, primero se debería renovar los sujetadores afectados. Los sujetadores sobre instrumentación que están sometidos a presión y/o temperatura de proceso debieran ser incluidos en el alcance de estos exámenes. Ver API RP 574 para prácticas recomendadas cuando las juntas flangeadas son abiertas. SECCION 6- FRECUENCIA Y ALCANCE DE LA INSPECCION 6.1 GENERALIDAD La frecuencia y el alcance de la inspección en circuitos de tubería dependen de las formas de degradación que pueden afectar a 32
la tubería y la consecuencia de una falla de tubería. Las variadas formas de degradación que pueden afectar a los circuitos de tubería de refinería están descritas en el punto 5.3, mientras que una clasificación simplificada de la tubería basada sobre la consecuencia de falla está definida en el punto 6.2. Tal como se describió en el punto 5.1, la estrategia de inspección basada sobre la probabilidad y consecuencia de falla es denominada como inspección basada en el riesgo. El esquema de clasificación e tuberías simplificado en la Sección 6.2 se basa en la consecuencia de una falla. Se usa la clasificación para establecer la frecuencia y el alcance de la inspección. El dueño o el usuario pueden desarrollar un esquema de clasificación más extenso que evalúe con más precisión la consecuencia para ciertos circuitos de tubería. La evaluación de la consecuencia consideraría el potencial para explosión, fuego, toxicidad, impacto ambiental y otros efectos potenciales asociados con una falla. Después de dirigir una evaluación efectiva, se puede usar los resultados para establecer una estrategia de inspección del circuito de tubería y más específicamente definir mejor lo siguiente: a. Los métodos de inspección más apropiados, alcance, instrumentos y técnicas a utilizar con base en las formas esperadas de degradación; b. La frecuencia de inspección apropiada; c. La necesidad para prueba de presión después de que se ha incurrido el daño o después de que se han terminado las reparaciones o modificaciones; y d. La prevención y pasos de mitigación para reducir la probabilidad y consecuencia de una falla de tubería. Se puede usar una evaluación RBI para aumentar o disminuir los límites de inspección descritos en la Tabla 6-1. De manera similar, se puede aumentar o disminuir el alcance de la inspección más allá de los objetivos de la Tabla 6-2 mediante una evaluación RBI. Cuando se usa para aumentar los límites del intervalo de inspección, o el alcance de la inspección, se dirigirán evaluaciones RBI a intervalos a no exceder los límites respectivos en la Tabla 6-1 o más frecuentemente si está justificado por cambios de proceso, equipo o consecuencia. Estas evaluaciones de RBI serán examinadas y aceptadas por un ingeniero de tubería y el inspector de tubería autorizado a intervalos a no exceder los límites respectivos en la Tabla 6-1 o con más frecuencia si está justificado por cambios de proceso, equipo o consecuencia. 6.2 CLASES DE SERVICIO DE TUBERIA Todos los sistemas de tubería de proceso serán categorizados en diferentes clases. Dicho sistema de clasificación permite que los esfuerzos de inspección extraordinarios sean enfocados en los sistemas de tubería que pueden tener las consecuencias potenciales más altas si ocurriera falla o pérdida de contenimiento. En general, los sistemas clasificados más alto requieren inspección 33
más extensa a intervalos más cortos con el fin de afirmar su integridad para operación segura continuada. Las clasificaciones debieran basarse sobre efectos de la seguridad y ambientales potenciales si ocurriera una fuga. El dueño o los usuarios mantendrán un registro de los fluidos de tubería de proceso manejados, incluyendo sus clasificaciones. API RP 750 y NFPA 704 entregan información que puede ser de ayuda al clasificar sistemas de tubería conforme a los peligros potenciales de los fluidos de proceso que ellos contienen. Se recomienda las tres clases registradas más adelante en el punto 6.2.1 hasta el punto 6.2.3. 6.2.1 Clase 1 Los servicios con el potencial más alto de resultar en una emergencia inmediata si llegara a ocurrir una fuga están en la Clase 1. Dicha emergencia puede ser de naturaleza de seguridad o ambiental. Los ejemplos de tubería Clase 1 incluyen, aunque no necesariamente se limitan a aquellos que contienen lo siguiente: a. Servicios combustibles que pueden auto-refrigerar y conducir a una fractura quebradiza. b. Servicios presurizados que pueden vaporizarse rápidamente durante la liberación creando vapores que pueden recoger y formar una mezcla explosiva, tal como caudales de C2, C3 y C4. Los fluidos que se vaporizarán rápidamente son aquellos con temperaturas de ebullición atmosféricas por debajo de 50°F (10°C). c. Sulfuro de hidrógeno (más grande que 3 por ciento peso) en un caudal gaseoso. d. Cloruro de hidrógeno anhidroso. e. Acido hidrofluórico. f. Tubería sobre o adyacente al agua y tubería sobre vías de tránsito públicas. (Consulte las regulaciones del Departamento de Transporte y la Guardia Costera de los Estados Unidos para inspección de tubería sobre el agua.)
6.2.2 Clase 2 Servicios no incluidos en otras clases están en la Clase 2. Esta clasificación incluye a la mayoría de la tubería de proceso de unidad y tubería lejos del sitio seleccionado. Ejemplos característicos de estos servicios incluyen a aquellos que contienen lo siguiente: a. Hidrocarburos en el sitio que lentamente se vaporizarán durante la liberación tal como aquellos que operan por debajo del punto de chispa. b. Hidrógeno, gas combustible y gas natural. c. Cáusticos y ácidos fuertes en el sitio. 6.2.3 Clase 3 34
Los servicios que son combustibles pero que no se vaporizan significativamente cuando escapan y no están localizados en áreas de actividad alta se encuentran en la Clase 3. Los servicios que son potencialmente dañinos para el tejido humano pero están localizados en áreas distantes pueden ser incluidos en esta clase. Ejemplos de servicio de Clase 3 son los siguientes: a. Hidrocarburos en el sitio que no se vaporizarán significativamente durante la liberación tales como aquellos que operan por debajo del punto de chispa. b. Líneas de producto y destilado hacia y desde almacenamiento y carga. c. Cáusticos y ácidos lejos del sitio. 6.3 INTERVALOS DE INSPECCION Se establecerá y mantendrá el intervalo tubería usando los siguientes criterios: a. b. c. d.
entre
inspecciones
de
Velocidad de corrosión y cálculos de la vida restante. Clasificación del servicio de tubería. Requisitos jurisdiccionales aplicables. Juicio del inspector, el ingeniero de tubería, el supervisor del ingeniero de tubería o un especialista en corrosión, con base en las condiciones de funcionamiento, la historia de la inspección anterior, resultados de inspección actuales y condiciones que puedan justificar inspecciones complementarias cubiertas en el punto 5.4.5.
El propietario o el usuario o el inspector establecerán intervalos de inspección para mediciones de espesor e inspecciones visuales externas y en el caso correspondiente, para inspecciones internas y complementarias. Las mediciones de espesor deberían ser programadas con base en los cálculos de no más de la mitad de la vida restante determinada a partir de las velocidades de corrosión indicadas en el punto 7.1.1 o a los intervalos máximos sugeridos en la Tabla 6-1, según cual sea más corto. Los intervalos más cortos pueden ser apropiados bajo ciertas circunstancias. Con anterioridad a usar la Tabla 6-1, se debería calcular las velocidades de corrosión de acuerdo con el punto 7.1.3. La Tabla 6-1 contiene intervalos de inspección máximos recomendados para las tres categorías de servicio de tubería descritas en el punto 6.2 al igual que intervalos recomendados para puntos de inyección e interfaces S/A. Se debe examinar y ajustar el intervalo de inspección según sea necesario después de cada inspección o cambio significativo en las condiciones de funcionamiento. La corrosión general, la corrosión localizada, picadura, agrietamiento ambiental y otras formas de deterioro deben ser tenidos en cuenta al establecer los varios intervalos de inspección. 6.4 ALCANCE DE LAS INSPECCIONES VISUALES EXTERNAS Y CUI. 35
Las inspecciones visuales externas, incluyendo a inspecciones para corrosión bajo aislación (CUI), debieran ser dirigidas a intervalos máximos registrados en la Tabla 6-1 para evaluar elementos tales como aquellos del Apéndice D. De manera alternativa, los intervalos de inspección visual externos pueden ser establecidos usando una evaluación RBI válida dirigida conforme a API RP 580. La inspección visual externa sobre tubería desnuda es para evaluar la condición de los sistemas de pintura y de revestimiento, para comprobar corrosión externa y para comprobar otras formas de deterioro. Esta inspección visual externa para CUI potencial además es para evaluar la condición de la aislación y será dirigida sobre todos los sistemas de tubería susceptibles a CUI registrados en 5.3.3.1. Los resultados de la inspección visual deberían ser documentados para facilitar las inspecciones de seguimiento. A continuación de la inspección visual externa de sistemas susceptibles, se requiere examen adicional para la inspección de CUI. El alcance y el tipo de la inspección de CUI adicional están registrados en la Tabla 6-2. La aislación dañada a elevaciones más altas puede terminar en CUI en áreas más bajas distantes del daño. La inspección de NDE para CUI también debiera ser dirigida de la manera registrada en la Tabla 6-2 en localizaciones sospechosas del punto 5.3.3.2 (excluyendo c) que cumplen los criterios de temperatura para el punto 5.3.3.1 (e, f, h). Normalmente se requiere examen radiográfico o retiro de aislación e inspección visual para esta inspección en localizaciones dañadas o sospechosas. Se puede utilizar otros métodos de evaluación de NDE donde corresponda. Si la inspección de las áreas dañadas o sospechosas ha localizado CUI significativa, se debería inspeccionar áreas adicionales y, donde se justifique, hasta 100% del circuito debiera ser inspeccionado. El alcance del programa CUI descrito en la Tabla 6-2 debiera ser tenido en cuenta como niveles objetivo para sistemas de tubería y localizaciones sin experiencia de inspección de CUI. Se reconoce que varios factores pueden afectar a la probabilidad de que CUI incluya: a. Condiciones climáticas locales (ver el punto 5.3.3) b. Diseño de la aislación. c. Calidad del revestimiento d. Condiciones de servicio Las instalaciones con experiencia en inspección de CUI pueden aumentar o reducir los objetivos de inspección de CUI de la Tabla 6-2. No se requiere una contabilidad exacta de los objetivos de inspección de CUI. El propietario o el usuario pueden confirmar los objetivos de inspección con historia operacional u otra documentación. Los sistemas de tubería que son conocidos por tener una vida restante de más de 10 años o que están protegidos adecuadamente contra corrosión externa no necesitan ser incluidos para la inspección NDE recomendada en la Tabla 6-2. Sin embargo, la condición del sistema aislante o el encamisado exterior, tal como 36
una coraza de caja fría, debiera ser observada periódicamente por el personal de operación u otro personal. Si se observa deterioro, este debería ser informado al inspector. Los siguientes son ejemplos de estos sistemas: a. Sistemas de tubería aislados eficazmente para excluir la entrada de humedad. b. Sistemas de tubería criogénicos encamisados. c. Sistemas de tubería instalados en una caja fría en la cual la atmósfera es purificada con un gas inerte. d. Sistemas de tubería en los cuales la temperatura que está siendo mantenida es suficientemente baja o suficientemente alta para excluir la presencia de agua. 6.5 ALCANCE DE LA INSPECCION DE MEDICION DE ESPESOR Para satisfacer los requisitos del intervalo de inspección, cada inspección de medición de espesor debería obtener lecturas de espesor sobre una muestra representativa de TML en cada circuito (ver 5.5). Este muestreo representativo debería incluir datos para todos los variados tipos de componentes y orientaciones (horizontal y vertical) hallados en cada circuito. Este muestreo además debe incluir TML con la fecha de renovación más temprana a partir de la inspección anterior. Mientras más TML son medidos por cada circuito, con mayor exactitud será proyectada la siguiente fecha de inspección. En consecuencia, la inspección programada de circuitos debería obtener tantas mediciones como sean necesarias. El alcance de la inspección para puntos de inyección está cubierto en el punto 5.3.1. 6.6 ALCANCE DE INSPECCIONES DE TUBERIA DE EMERGENCIA, DE ORIFICIO PEQUEÑO Y CONEXIONES ROSCADAS. 6.6.1 Inspección de Tubería de Orificio Pequeño La tubería de orificio pequeño (SBP) que es tubería de proceso primaria, debería ser inspeccionada conforme a todos los requisitos de este documento. La SBP que es tubería de proceso secundaria tiene diferentes requisitos mínimos dependiendo de la clasificación del servicio. La SBP secundaria Clase 1 será inspeccionada conforme a los mismos requisitos que la tubería de proceso primaria. La inspección de SBP secundaria Clase 2 y Clase 3 es optativa. Los tramos muertos SBP (tal como las bridas de nivel) en sistemas Clase 2 y Clase 3 debieran ser inspeccionados en el caso donde la corrosión ha sido experimentada o se anticipa. 6.6.2 Inspección de Tubería de Emergencia La inspección de SBP de emergencia, secundaria asociada con instrumentos y maquinaria es optativa. Los criterios a considerar al determinar si la SBP de emergencia necesitará alguna forma de inspección incluyen lo siguiente: a. Clasificación. b. Potencial para agrietamiento por fatiga o ambiental. 37
c. Potencial para corrosión con sistemas primarios adyacentes. d. Potencial para CUI.
base
en
la
experiencia
con
6.6.3 Inspección de Conexiones Roscadas La inspección de conexiones roscadas será conforme a los requisitos registrados anteriormente para tubería de emergencia y de orificio pequeño. Al seleccionar TML sobre conexiones roscadas, incluya solamente aquellas que puedan ser radiografiadas durante inspecciones programadas. Las conexiones roscadas asociadas con maquinaria y sometidas a daño por fatiga deberían ser evaluadas periódicamente y consideradas para posible renovación con una pared más gruesa o actualización a componentes soldados. El programa para dicha renovación dependerá de varios asuntos, incluyendo lo siguiente: a. b. c. d. e. f. g.
Clasificación de la tubería. Magnitud y frecuencia de la vibración. Cantidad de peso no soportado. Espesor actual de la pared de la tubería. Si el sistema puede o no puede ser mantenido en fluido. Velocidad de corrosión. Servicio intermitente.
Tabla 6-1 – Intervalos de Inspección Máximos Recomendados Tipo de Circuito
Mediciones de Espesor
Visual externa
Clase 1 5 años 5 años Clase 2 10 años 5 años Clase 3 10 años 10 años Puntos de inyeccióna 3 años Por Clase Interfaces Suelo A Aireb -Por Clase Nota: Las mediciones de espesor se aplican a sistemas para los cuales se han establecido TML en conformidad con el punto 5.5. a Ver el punto 5.3.1. Los intervalos de inspección para puntos de mezcla/inyección potencialmente corrosivos también pueden ser establecidos por un análisis de inspección basado en riesgo válido de conformidad con API RP 580. b Ver el punto 5.3.4. Tabla 6-2 – Alcance Recomendado de Continuación de la Inspección Visual.
38
la
Inspección
de
CUI
a
Cantidad Aproximada de Examen de Cantidad Aproximada de Inspección Seguimiento con NDE o Retiro de de CUI por NDE en Áreas Aislación en Áreas con Aislación Sospechosas (5.3.3.2) en Sistemas Dañada. de Tubería Dentro de Gamas de Temperaturas Susceptibles (5.3.3.2e.f.h) Clase de Tubo 1 75% 50% 2 50% 33% 3 25% 10% SECCION 7 – ANALISIS, EVALUACION Y REGISTRO DE DATOS DE INSPECCION 7.1 DETERMINACION DE LA VELOCIDAD DE CORROSION 7.1.1 Cálculos de la Vida Restante La vida restante del sistema de tubería será calculada a partir de la siguiente fórmula: Vida Restante (años) = treal - trequerida Velocidad de corrosión [pulgadas (mm) anual] donde treal = el espesor real, en pulgadas (milímetros), medidos en el momento de la inspección para una localización dada o componente según lo detallado en el punto 5.6. trequerida = el espesor requerido, en pulgadas (milímetros), en la misma localización o componente que la medición treal computada por las fórmulas de proyecto (Ej. presión y estructural) antes de que se agregue tolerancia de corrosión y tolerancia del fabricante. La velocidad de corrosión de largo plazo (LT) de circuitos de tubería será calculada a partir de la siguiente fórmula: Velocidad de corrosión (LT) = tinicial - treal Tiempo (años) entre Tinicial y treal La velocidad de corrosión de corto plazo (ST) de circuitos de tubería será calculada a partir de la siguiente fórmula: Velocidad de corrosión (ST)=
tanterior - treal Tiempo (años) entre Tanterior y treal
Donde tinicial = el espesor, en pulgadas (milímetros) en la misma localización que treal medida en la instalación inicial o en el comienzo de un nuevo ambiente de velocidad de corrosión,
39
tanterior = el espesor, en pulgadas (milímetros), en la misma localización que la treal medida durante una o más inspecciones anteriores. Las fórmulas precedentes pueden ser aplicadas en una aproximación estadística para evaluar las velocidades de corrosión y los cálculos de la vida restante para el sistema de tubería. Se debe ser cuidadoso para garantizar que el tratamiento estadístico de los resultados de los datos refleja la condición real de los variados componentes de tubo. El análisis estadístico que emplea mediciones de punto no es aplicable a sistemas de tubería con mecanismos de corrosión impredecibles localizados significativos. Las velocidades de corrosión de largo plazo y de corto plazo debieran ser comparadas para ver cual resulta en la vida restante más corta como parte de la evaluación de los datos. El inspector autorizado, en consulta con un especialista en corrosión seleccionará la velocidad de corrosión que mejor refleja el proceso actual. (Vea el punto 6.3 para la determinación del intervalo de inspección). 7.1.2
Sistemas de Tubería Recientemente Instalados o Cambios en Servicio. Para sistemas de tubería y sistemas de tubería nuevos para los cuales se están cambiando las condiciones de servicio, se empleará uno de los métodos siguientes para determinar la probable velocidad de corrosión a partir de la cual se puede estimar el espesor de pared restante en el momento de la siguiente inspección. a. Se puede calcular una velocidad de corrosión para un circuito de tubería a partir de los datos recogidos por el propietario o por el usuario en sistemas de tubería de material similar en servicio comparable. b. Si los datos para el mismo servicio o servicio similar no están disponibles, una velocidad de corrosión para el circuito de tubería puede ser estimada a partir de la experiencia del propietario o del usuario o a partir de datos publicados acerca de sistemas de tubería en servicio comparable. c. Si la velocidad de corrosión probable no puede ser determinada por cada método registrado en el ítem a o en el ítem b, se harán las determinaciones de medición de espesor iniciales después de no más de 3 meses de servicio utilizando mediciones de espesor no destructivas del sistema de tubería. Los dispositivos de control de corrosión, como las sondas de corrosión o cupones de corrosión pueden ser útiles para establecer la sincronización de estas mediciones de espesor. Se harán mediciones subsiguientes después de los intervalos adecuados hasta que la velocidad de corrosión esté establecida. 7.1.3
Sistemas de Tubería Existentes 40
Las velocidades de corrosión serán calculadas sobre una base de corto plazo o de largo plazo. Si los cálculos indican que se ha supuesto una velocidad de corrosión inexacta, la velocidad a usar para el siguiente período será ajustada para que coincida con la velocidad real hallada. 7.2 DETERMINACION DE LA PRESION DE REGIMEN LIMITE MAXIMA La presión de régimen límite máxima (MAWP) para el uso continuado de sistemas de tubería se establecerá usando el código aplicable. Se puede realizar cómputos para materiales conocidos si se conoce todos los siguientes detalles esenciales para cumplir con los principios del código correspondiente: a. Límites de temperatura superior y/o inferior para materiales específicos. b. Calidad de los materiales y mano de obra. c. Requisitos de inspección d. Reforzamiento de las aberturas e. Cualquier requisito de servicio cíclico. Para materiales desconocidos, se puede hacer cómputos suponiendo la eficiencia de la unión y el material de calidad más baja en el código aplicable. Al recalcular la MAWP, el espesor de pared usado en estos cómputos será el espesor real según como lo determina la inspección (ver el punto 5.6 para la definición) menos dos veces la pérdida de corrosión estimada antes de la fecha de la siguiente inspección (ver el punto 6.3). Se dejará tolerancia para las otras cargas de conformidad con el código aplicable. Las tolerancias del código aplicable para variaciones de temperatura y de presión a partir del MAWP están permitidas con tal de que se satisfaga la totalidad de los criterios de código asociados. La Tabla 7-1 contiene dos ejemplos de cálculos de MAWP que ilustran el uso del concepto de vida media de corrosión. 7.3 DETERMINACION DEL ESPESOR DE RETIRO El espesor de retiro de la pared de tubo mínimo requerido será igual a, o será mayor que el espesor requerido mínimo, o el espesor de retiro y se basará en las consideraciones de presión, mecánicas y estructurales usando las fórmulas de proyecto adecuadas y el esfuerzo límite del código. Se incluirá consideración de la corrosión general y localizada. Para servicios con consecuencias potenciales altas si llegara a ocurrir una falla, el ingeniero de tubería considerará aumentar el espesor mínimo requerido por sobre el espesor mínimo calculado para estar provisto en caso de cargas desconocidas o no anticipadas, pérdida de metal no descubierta o resistencia al abuso normal. En este caso, el espesor de retiro se usará en lugar del espesor requerido mínimo en el punto 7.1.1 para los cálculos de la vida restante. 7.4 EVALUACION DE LOS HALLAZGOS DE LA INSPECCION Los componentes que contienen presión que se encuentra que tienen degradación que podría afectar a su capacidad de transporte de 41
carga (cargas de presión y otras cargas aplicables, Ej. viento, peso, etc., según API RP 579) serán evaluados para servicio continuado. Se puede utilizar técnicas de aptitud para el servicio tal como aquellas documentadas en API RP 579 para esta evaluación. Las técnicas de aptitud para el servicio utilizadas deben ser aplicables a la degradación específica observada. Se pueden usar las siguientes técnicas según sea aplicable: a. Para evaluar la pérdida de metal en exceso de la tolerancia de corrosión, se puede realizar una evaluación de aptitud para el servicio de conformidad con una de las siguientes secciones de API RP 579. Esta evaluación requiere el uso de una tolerancia de corrosión futura la cual será establecida con base en la Sección 7.1 de este código de inspección. 1. Evaluación de Pérdida de Metal General – API RP 579, Sección 4. 2. Evaluación de Pérdida de Metal Local – API RP 579, Sección 5. 3. Evaluación de Corrosión por Picadura – API RP 579, Sección 6. b. Para evaluar ampollas y laminaciones, se debería ejecutar una evaluación de aptitud para el servicio de conformidad con API RP 579, Sección 7. En algunos casos, esta evaluación requerirá el uso de una tolerancia de corrosión futura, la cual será establecida con base en la Sección 7.1 de este código de inspección. c. Para evaluar distorsiones de coraza y desalineamiento de soldadura, se debería ejecutar una evaluación de aptitud para el servicio de conformidad con API RP 579, Sección 8. d. Para evaluar defectos tipo grieta se debería ejecutar una evaluación de aptitud para el servicio de conformidad con API RP 579, Sección 9. e. Para evaluar los efectos de daño por fuego, se debería ejecutar una evaluación de aptitud para el servicio de conformidad con API RP 579, Sección 11. 7.5 ANALISIS DE ESFUERZO DE LA TUBERIA La tubería debe ser soportada y guiada de tal manera que (a) su peso sea llevado de manera segura, (b) que tenga suficiente flexibilidad para expansión térmica o contracción y (c) que no vibre excesivamente. La flexibilidad de la tubería es de creciente interés mientras más grande es el diámetro de la tubería y más grande es la diferencia entre las condiciones de temperatura ambiente y de funcionamiento. El análisis de esfuerzo de la tubería para evaluar la flexibilidad del sistema y la aptitud o conveniencia del apoyo no es realizado normalmente como parte de una inspección de tubería. Sin embargo, muchos sistemas de tubería existentes fueron analizados como parte de su diseño original o como parte de una reclasificación o modificación, y los resultados de estos análisis pueden ser útiles 42
para desarrollar planes de inspección. Cuando se observa movimiento inesperado de un sistema de tubería tal como durante una inspección visual externa (ver el punto 5.4.3), el inspector debiera analizar estas observaciones con el ingeniero de tubería y evaluar la necesidad de dirigir un análisis de esfuerzo de la tubería. El análisis de esfuerzo de la tubería puede identificar los componentes más fuertemente sometidos a esfuerzo en un sistema de tubería y pronosticar el movimiento térmico del sistema cuando es puesto en operación. Esta información puede ser usada para concentrar los esfuerzos de inspección en las localizaciones más proclives a daño por fatiga a partir de ciclos de expansión térmica (calentamiento y enfriamiento) y/o daño por fluencia en tubería de temperatura alta. La comparación de movimientos térmicos pronosticados con los movimientos observados puede ayudar a identificar la ocurrencia de condiciones de funcionamiento inesperadas y deterioro de guías y apoyos. Puede ser necesario consultar al ingeniero de tubería para explicar las desviaciones observadas a partir de las predicciones de análisis, en particular para sistemas complicados que involucran múltiples apoyos y guías entre los puntos de extremo. El análisis de esfuerzo de la tubería además puede ser empleado para ayudar a resolver problemas de vibración observados de la tubería. Las frecuencias naturales en las cuales un sistema de tubería vibrará pueden ser pronosticadas mediante análisis. Los efectos de guiamiento adicional pueden ser evaluados para estimar su capacidad para controlar vibración mediante el aumento de las frecuencias naturales del sistema más allá de la frecuencia de fuerzas excitantes tales como velocidad rotacional de máquina. Es importante determinar que las guías agregadas para controlar la vibración no restringen adversamente la expansión térmica. 7.6 INFORME Y REGISTROS PARA INSPECCION DE SISTEMA DE TUBERIA Cualquiera aumento significativo en las velocidades de corrosión será informado al propietario o al usuario para que tome la acción adecuada. El propietario o el usuario mantendrán registros adecuados permanentes y progresivos de cada sistema de tubería cubierto por API 570. Estos registros contendrán datos pertinentes tales como servicio del sistema de tubería; clasificación; números de identificación; intervalos de inspección; y documentos necesarios para registrar el nombre del individuo quien ejecuta la prueba, la fecha, los tipos de prueba, los resultados de las mediciones de espesor y otras pruebas, inspecciones, reparaciones (temporales y permanentes), alteraciones o reclasificación. Se puede incluir la información de proyecto y los dibujos de la tubería. Además se debería incluir información acerca de actividades de mantenimiento y eventos que afectan a la integridad del sistema de tubería. La fecha y los resultados de las inspecciones externas requeridas serán registrados (Ver API RP 574 para orientación acerca de registros de inspección de tubería).
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Se debería tener en cuenta el uso de un sistema basado en computadora para guardar, calcular y analizar los datos en vista del volumen de los datos que serán generados como parte de un programa de punto de prueba de tubería. Los programas computacionales son particularmente útiles para lo siguiente: a. Guardar las lecturas de espesor reales. b. Calcular velocidades de corrosión de corto y de largo plazo, fechas de retiro, MAWP e intervalos de reinspección sobre una base punto de prueba por punto de prueba. c. Destacamiento de áreas de altas velocidades de corrosión, circuitos vencidos para la inspección, circuitos cercanos al espesor de retiro y otra información. d. Los requisitos de documentación de evaluación para aptitud para el servicio están descritos en API RP 579, Sección 2.8. Los requisitos de documentación específicos para el tipo de defecto que está siendo evaluado se entregan en la sección adecuada de API RP 579. Se puede incluir además en el programa algoritmos para el análisis de los datos a partir de circuitos enteros. Se debería tener cuidado de asegurarse de que el tratamiento estadístico de los datos del circuito resulta en predicciones que reflejan de manera precisa la condición real del circuito de tubería.
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TABLA 7-1 Dos Ejemplos del Cálculo de Presión de Régimen Límite Máxima (MAWP) Ilustrando el Uso del Concepto de Vida Media de Corrosión. Ejemplo 1: Temperatura/presión de proyecto Descripción del tubo Diámetro exterior de tubo, D Esfuerzo límite Eficiencia de soldadura Logitudinal, E Espesor determinado por la Inspección Velocidad de corrosión observada (ver 7.1.1) Siguiente inspección planificada
500 psig/400°F (3447 kPA/204°C) NPS 16, peso estándar, A 106-B 16 pulg. (406mm) 20,000 psi (137,900kPa) 1.0 0.32 pulg.(8.13mm) 0.01 pulg./año (0.254 mm/año). 5 años.
Pérdida de corrosión estimada Por fecha de la siguiente inspección
=5 X 0.01 =0.05 pulg.(5 X 0.254=1.27mm)
MAWP
=2SE/D
En unidades U.S.
2 20,000 1.0 0.32 2 0.05 550 psig 16
2137,900 1.0 8.13 2 1.27 3747 kPa 406
En unidades SI Conclusión: OK Ejemplo 2:
Siguiente inspección planificada Pérdida de corrosión estimada por Fecha de la siguiente inspección MAWP
7 años. =7 X 0.01=0.07 pulg.(7 x 0.254=1.78mm) =2SE/D
En unidades US
2 20,000 1.0 0.32 2 0.07 450 psig 16
En unidades SI
2137,900 1.0 8.13 2 1.78 3104kPa 406
Conclusión: Debe reducir el intervalo de inspección o determinar que la presión de operación normal no excederá a este nuevo MAWP
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durante el séptimo año, o renovará la tubería antes del séptimo año. Notas: 1 psig= medida de libras por pulgada cuadrada; psi= libras por pulgada cuadrada. 2 La fórmula para MAWP viene de ASME B31.3, Ecuación 3b, donde t= espesor corroído. SECCION 8—REPARACIONES, ALTERACIONES Y RECLASIFICACION DE SISTEMAS DE TUBERIA. 8.1 REPARACIONES Y ALTERACIONES Se seguirán los principios de ASME B31.3 o el código de acuerdo al que se construyó el sistema de tubería. 8.1.1 Autorización Toda la obra de alteración y de reparación debe ser realizada por una organización de reparación según se define en la Sección 3 y debe estar autorizada por el inspector con anterioridad a su comienzo. La autorización para la obra de alteración a un sistema de tubería no puede ser dada sin previa consulta y aceptación del ingeniero de tubería. El inspector designará a cualquier punto de pausa de inspección requerido durante la secuencia de alteración o de reparación. El inspector puede dar autorización general previa para procedimientos y reparaciones de rutina o limitados con tal de que el inspector esté satisfecho con la competencia de la organización de reparación. 8.1.2 Aceptación Todos los métodos propuestos de diseño, ejecución, materiales, procedimientos de soldadura, examen y prueba deben ser aceptados por el inspector o por el ingeniero de tubería, según lo que sea más adecuado. Se requiere la aceptación de soldadura en fluido de parte del dueño o el usuario. La soldadura de reparaciones de grietas que ocurrieron en servicio no debiera ser intentada sin previa consulta con el ingeniero de tubería con el fin de identificar y de corregir la causa del agrietamiento. Ejemplos son grietas de las que se sospecha que son causadas por vibración, ciclaje térmico, problemas de expansión térmica y agrietamiento ambiental. El inspector aceptará toda la obra de alteración y reparación en los puntos de pausa designados y después de que las reparaciones y las alteraciones hallan sido llevadas a término satisfactoriamente de conformidad con los requisitos de API 570. 8.1.3 Reparaciones de Soldadura (Incluyendo En Fluido) 8.1.3.1 Reparaciones Temporales Para reparaciones temporales, incluyendo en fluido, se puede aplicar una manga partida soldada de circunvalación completa o una envoltura tipo caja diseñada por el ingeniero de tubería sobre el área corroída o dañada. Las grietas longitudinales no serán reparadas en esta manera a menos que el ingeniero de tubería halla 46
determinado que no sería de esperar que las grietas se propaguen desde debajo de la manga. En ciertos casos, el ingeniero de tubería necesitará consultar a un analista de fractura. Si el área de reparación está localizada (por ejemplo picadura o agujeros tamaño alfiler) y la resistencia a punto cedente mínima especificada (SMYS) del tubo no es más de 40,000psig (275,800kPa), se puede hacer una reparación temporal por soldadura de filete de un acoplamiento partido diseñado adecuadamente o parche de placa sobre el área picada. (Vea el punto 8.2.3 para consideraciones de diseño y el Apéndice C para un ejemplo.) El material para la reparación se igualará al metal de base a menos que sea aceptado por el ingeniero de tubería. Para fugas menores, las envolturas diseñadas adecuadamente pueden ser soldadas sobre la fuga mientras el sistema de tubería está en servicio, con tal de que el inspector esté satisfecho de que queda espesor adecuado en la vecindad de la soldadura y que el componente de tubería puede soportar soldadura sin la probabilidad de nuevo daño material como por ejemplo derivado de servicio cáustico. Las reparaciones temporales deberían ser quitadas y reemplazadas con una reparación permanente conveniente en la siguiente oportunidad de mantenimiento disponible. Las reparaciones temporales pueden quedar en el lugar por un período de tiempo más largo solamente si están aceptadas y documentadas por el ingeniero de tubería. 8.1.3.2 Reparaciones Permanentes Las reparaciones a defectos hallados en componentes de tubería se pueden ejecutar preparando una acanaladura de soldadura que quite completamente el defecto y luego llenar la acanaladura con metal de soldadura depositado de conformidad con el punto 8.2. Las áreas corroídas pueden ser restauradas con metal de soldadura depositado, de conformidad con el punto 8.2. Las irregularidades de superficie y contaminación serán quitadas antes de la soldadura. Se aplicarán métodos de NDE adecuados después del término de la soldadura. Si es factible sacar el sistema de tubería del servicio, el área defectuosa puede ser quitada por corte de una sección cilíndrica y reemplazándola con un componente de tubería que cumpla con el código aplicable. Se puede usar parches de inserto (parches parejos) para reparar áreas corroídas o dañadas si se cumplen los requisitos siguientes: a. Se provee soldaduras de acanaladura de penetración completa. b. Para sistemas de tubería Clase 1 y Clase 2 las soldaduras serán 100 por ciento radiografiadas o probadas ultrasónicamente usando procedimientos de NDE que están aceptados por el inspector. c. Los parches pueden ser de cualquier forma, pero tendrán ángulos redondeados [1 pulgada (25mm) de radio mínimo]. 8.1.4 Reparaciones Sin Soldadura (En Fluido) 47
Las reparaciones temporales de secciones adelgazadas localmente o defectos lineales circumferenciales pueden ser ejecutadas enfluido instalando una grapa de fuga apernada fabricada y diseñada adecuadamente. El diseño incluirá control de cargas de empuje axiales si el componente de tubería que está siendo engrapado, es (o puede llegar a ser) insuficiente para controlar el empuje de presión. El efecto de las fuerzas de engrapamiento (trituración) sobre el componente también será tenido en cuenta. Durante ciclos de parada u otras oportunidades adecuadas, dispositivos de disipación de fuga y cierre de fuga temporales, incluyendo válvulas serán quitados y se seguirá las acciones adecuadas para restaurar la integridad original del sistema de tubería. El inspector y/o el ingeniero de tubería estarán comprometidos en la determinación de procedimientos y métodos de reparación. Los procedimientos que incluyen fluidos de cierre de fuga (“bombeo”) para tubería de proceso deberían ser examinados para su aceptación por parte del inspector o el ingeniero de tubería. La revisión debiera tomar en cuenta la compatibilidad del sellante con el material de fuga; la presión de bombeo sobre la grapa (especialmente cuando se está rebombeando); el riesgo de que el sellante afecte a los medidores de flujo corriente abajo, a las válvulas de alivio o maquinaria; el riesgo de fuga subsiguiente en las roscas de perno provocando corrosión o agrietamiento por corrosión con esfuerzo de los pernos; y el número de veces que el área de cierre es rebombeada. 8.2 SOLDADURA Y DERIVACION EN CALIENTE Toda la soldadura de alteración y de reparación será ejecutada de conformidad con los principios de ASME B31.3 o el código al cual se construyó el sistema de tubería. Cualquiera soldadura dirigida sobre componentes de tubería en operación, debe ser ejecutada de conformidad con API Publ 2201. El inspector usará como un mínimo la “Lista de Comprobación de Derivación en Caliente Sugerida” contenida en la Publicación API 2201 para derivación en caliente ejecutada en componentes de tubería. 8.2.1 Procedimientos, Calificaciones y Registros La organización de reparación usará soldadores y procedimientos de soldadura calificados de acuerdo a ASME B31.3 o el código al cual se construyó la tubería. La organización de reparación mantendrá registros de procedimientos de soldadura y calificaciones de desempeño del soldador. Estos registros estarán disponibles para el inspector con anterioridad al inicio de la soldadura.
8.2.2 Tratamiento con Precalentamiento. 8.2.2.1 Precalentamiento
Calor
Posterior
48
a
la
Soldadura
y
La temperatura de precalor utilizada para ejecutar reparaciones de soldadura será de conformidad con el código aplicable y el procedimiento de soldadura calificado. Las excepciones para reparaciones temporales deben ser aceptadas por el ingeniero de tubería. El precalentamiento, a no menos de 300°F (150°C) puede ser considerado como una alternativa al tratamiento con calor posterior a la soldadura (PWHT) para alteraciones o reparaciones de sistemas de tubería inicialmente tratados con calor posterior a la soldadura como un requisito del código (ver la nota). Esto se aplica a tubería construida de los aceros P-1 registrados en ASME B31.3. Los aceros P-3, con la excepción de aceros Mn-Mo también pueden recibir la alternativa de precalor mínima de 300°F (150°C) cuando la temperatura de funcionamiento del sistema de tubería es bastante alta para entregar dureza razonable y cuando no existe peligro identificable asociado a prueba de presión, shutdown o paralización y puesta en marcha. El inspector debería determinar que se mantenga y que se mida la temperatura de precalor mínima. Después de la soldadura, la junta debería ser cubierta inmediatamente con aislación para frenar la velocidad de enfriamiento. Nota: El precalentamiento no puede ser considerado alternativa a la prevención de agrietamiento ambiental.
como
una
Los sistemas de tubería construidos de otros aceros que inicialmente requieren PWHT normalmente son tratados con calor posterior a la soldadura si se realiza alteraciones o reparaciones que involucran soldadura retenedora de presión. El uso de la alternativa de precalor requiere consulta con el ingeniero de tubería quien debiera considerar el potencial para agrietamiento ambiental y ver si el procedimiento de soldadura entregará dureza adecuada. Ejemplos de situaciones donde esta alternativa podría ser tenida en cuenta incluyen a las soldaduras de cierre, formación de metal de soldadura de áreas delgadas y clips de apoyo de soldadura. 8.2.2.2 Tratamiento con Calor Posterior a la Soldadura. La PWHT de alteraciones o reparaciones de sistema de tubería debiera ser realizada utilizando los requisitos aplicables de ASME B31.3 o el código al cual se construyó la tubería. Vea el punto 8.2.2.1 para un procedimiento de precalor alternativo para algunos requisitos PWHT. Las excepciones para reparaciones temporales deben ser aceptadas por el ingeniero de tubería. La PWHT local puede ser sustituida por vendaje de 360 grados sobre reparaciones locales en todos los materiales, con tal de que se apliquen las siguientes precauciones y requisitos: a. Se examina la aplicación y el ingeniero de tubería desarrolla un procedimiento. b. Al evaluar la conveniencia de un procedimiento, se tendrá en cuenta los factores aplicables, tal como el espesor del metal 49
c. d.
e. f.
base, gradientes térmicos, propiedades del material, cambios que resultan de la PWHT, la necesidad de soldaduras de penetración completa y exámenes de superficie y volumétricos después de la PWHT. De modo adicional, las distorsiones y deformaciones locales y generales que resultan del calentamiento de una área refrenada local de la pared de la tubería serán tenidas en cuenta al desarrollar y evaluar procedimientos de PWHT. Al soldar, se mantiene un precalor de 300°F (150°C) o superior según lo especificado por los procedimientos de soldadura específicos. La temperatura requerida de PWHT será mantenida para una distancia de no menos de dos veces el espesor del metal base medida desde la soldadura. La temperatura de PWHT será controlada por un número conveniente de termocuplas (un mínimo de dos) con base en el tamaño y la forma del área que está siendo tratada con calor. Además se aplicará calor controlado a cualquiera conexión en derivación u otro aditamento dentro del área de PWHT. Se ejecuta la PWHT para complacencia con el código y no para resistencia a agrietamiento ambiental.
8.2.3 Diseño. Las juntas a tope serán soldaduras de ranura de penetración completa. Los componentes de tubería serán reemplazados cuando exista probabilidad de que la reparación sea inadecuada. Las conexiones y los reemplazos nuevos serán proyectados y fabricados conforme a los principios del código aplicable. El diseño de envolturas y reparaciones temporales será aceptado por el ingeniero de tubería. Se puede instalar conexiones nuevas en sistemas de tubería con tal de que el diseño, localización y método de unión complazca a los principios del código aplicable. Los parches soldados de filete requieren consideraciones de proyectación especiales, especialmente los que se relacionan con corrosión de grieta y eficiencia de la junta-soldadura. Los parches soldados de filete serán diseñados por el ingeniero de tubería. Se puede aplicar un parche a las superficies externas de la tubería con tal de que sea conforme al punto 8.1.3 y que cumpla cada uno de los requisitos siguientes: a. El parche propuesto entrega resistencia de diseño equivalente a una abertura reforzada diseñada conforme al código aplicable. b. El parche propuesto está diseñado para absorber deformación de membrana de la pieza en una manera que es de conformidad con los principios del código aplicable, si se cumplen los criterios siguientes: 1. El esfuerzo de membrana límite no es excedido en la pieza de tubería o en el parche. 2. El estiramiento en el parche no resulta en tensiones de la soldadura de filete que 50
exceden los esfuerzos límite para dichas soldaduras. 3. Un parche sobrepuesto tendrá ángulos redondeados (vea el Apéndice C). 8.2.4 Materiales Los materiales usados en realizar reparaciones o alteraciones serán de una calidad soldable conocida, complacerán al código aplicable y serán compatibles con el material original. Para requisitos de verificación del material, vea el punto 5.8. 8.2.5 Examen No Destructivo La aceptación de una alteración o de una reparación soldada incluirá NDE de conformidad con el código aplicable y la especificación del propietario o del usuario a menos que esté detallado de otra manera en API 570. 8.2.6 Prueba de Presión Después de que la soldadura es terminada, se ejecutará una prueba de presión de conformidad con el punto 5.7 si es factible y si el inspector lo juzga necesario. Normalmente se requiere pruebas de presión después de alteraciones y reparaciones importantes. Cuando una prueba de presión no es necesaria o factible se utilizará NDE en lugar de una prueba de presión. Se puede hacer substitución de los procedimientos de NDE adecuados para una prueba de presión después de una reparación o alteración solamente después de consultar al inspector y al ingeniero de tubería. Cuando no es factible desempeñar una prueba de presión de una soldadura de cierre final que une una sección de reemplazo o nueva de tubería a un sistema existente, se satisfizará todos los siguientes requisitos: a. La tubería de reemplazo o nueva es probada para presión y es examinada de conformidad con el código aplicable que rige el diseño del sistema de tubería, o si no es factible, las soldaduras son examinadas con NDE adecuada según lo detallado por el inspector de tubería autorizado. b. La soldadura de cierre es una soldadura a tope de penetración completa entre cualquiera tubo o componente de tubería normal de igual diámetro y espesor, alineada axialmente (no cortada a bisel) y de materiales equivalentes. Alternativas aceptables son: (1) flanges corredizos para casos de diseño hasta Clase 150 y 500°F (260°C) y (2) flanges soldados de zócalo o uniones soldadas de zócalo para medidas NPS 2 o menos y casos de diseño hasta Clase 150 y 500°F(260°C). Se utilizará un espaciador diseñado para soldadura de zócalo o algunos otros medios para establecer un espacio mínimo de 1/16 pulg.(1.6mm). Las soldaduras de zócalo serán según ASME B31.3 y tendrán un mínimo de dos pasos. c. Cualquiera soldadura a tope de cierre final será de calidad radiográfica 100 por ciento; o se puede usar detección de 51
defecto ultrasónica de haz-ángulo, con tal de que se hallan establecido los criterios de aceptación adecuados. d. Se ejecutará MT o PT en el paso de fondo y la soldadura terminada para soldaduras a tope y sobre la soldadura terminada para soldaduras de filete. El propietario o el usuario detallarán examinadores de onda de corte UT calificados por la industria para soldaduras de cierre que no han sido probadas a presión y para reparaciones de soldadura identificadas por el ingeniero de tubería o por el inspector autorizado. El requisito para el uso de examinadores de onda de corte UT calificados por la industria se hace efectivo dos años después de la publicación en este código o agregado. 8.3 RECLASIFICACION La reclasificación de sistemas de tubería cambiando la clasificación de temperatura o la MAWP se puede hacer solamente después de que se hayan cumplido todos los siguientes requisitos: a. El ingeniero de tubería o el inspector realiza cálculos. b. Todas las reclasificaciones serán establecidas de conformidad con los requisitos del código al cual se construyó el sistema de tubería o por cómputo usando los métodos adecuados en la última edición del código aplicable. c. Registros de inspección actuales verifican que el sistema de tubería es satisfactorio para las condiciones de servicio propuestas y que se entrega la tolerancia de corrosión adecuada. d. Los sistemas de tubería reclasificados serán probados para fuga de conformidad con el código al cual se construyó el sistema de tubería o la última edición del código aplicable para las nuevas condiciones de servicio, a menos que registros documentados indiquen que se realizó una prueba de fuga anterior a más que o igual a la presión de prueba para la condición nueva. Un aumento en la temperatura de clasificación que no afecta al esfuerzo de tracción límite no requiere una prueba de fuga. e. Se revisa el sistema de tubería para afirmar que los mecanismos de alivio de presión requeridos están presentes, están ajustados a la presión adecuada y tienen la capacidad adecuada a presión fija. f. La reclasificación del sistema de tubería es aceptable para el inspector o para el ingeniero de tubería g. Todos los componentes de tubería en el sistema (tal como válvulas, flanges, pernos, empaquetaduras, rellenos y juntas de expansión) son adecuados para la nueva combinación de temperatura y de presión. h. La flexibilidad de la tubería es adecuada para cambios de temperatura de proyecto. i. Los registros de realización adecuados están actualizados.
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j. Una disminución en la temperatura de funcionamiento mínima está justificada por los resultados de la prueba de impacto, si lo exige el código aplicable. SECCION 9 – INSPECCION DE TUBERIA ENTERRADA La inspección de tubería de proceso enterrada (no regulada por el Departamento de Transporte) es diferente de otra inspección de tubería de proceso debido a que deterioro externo significativo puede ser causado por condiciones del suelo corrosivas. Puesto que la inspección es retrasada por la inaccesibilidad de las áreas afectadas de la tubería, la inspección de tubería enterrada se trata en una sección separada de API 570. Referencias importantes, no mandatorias para inspección de tubería bajo tierra son los siguientes documentos de NACE: RPO169, RPO274, y RPO275; y la Sección 11 de API RP 651. 9.1 TIPOS Y METODOS DE INSPECCION 9.1.1 Vigilancia Visual Sobre el Nivel Las indicaciones de fugas en tubería enterrada pueden incluir un cambio en el contorno de superficie del suelo, descoloración del suelo, ablandamiento del asfalto de pavimento, formación de charco, lodazales de agua burbujeante u olor notorio. El reconocimiento de la ruta de tubería enterrada es un método de identificar áreas con problema. 9.1.2 Medición de Potencial de Intervalo Cerrado La medición de potencial de intervalo cerrado ejecutada al nivel del suelo sobre la tubería enterrada puede ser usada para localizar puntos de corrosión activos sobre la superficie del tubo. Se pueden formar celdas de corrosión sobre tubo revestido y desnudo en donde el acero desnudo tiene contacto con el suelo. Puesto que el potencial en el área de corrosión será mediblemente diferente de un área adyacente sobre el tubo, la localización de la actividad de corrosión puede ser determinada por esta técnica de medición. 9.1.3 Reconocimiento de Discontinuidad del Revestimiento de Tubo. El reconocimiento de discontinuidad de revestimiento de tubo se puede usar para localizar defectos del revestimiento sobre tubos revestidos enterrados y se puede utilizar sobre sistemas de tubo construidos recientemente para garantizar que el revestimiento está intacto y libre de discontinuidades. Más frecuentemente se usa para evaluar la capacidad de servicio del revestimiento para tubería enterrada que ha estado en servicio por un período de tiempo prolongado. A partir de los datos del reconocimiento, se puede determinar la eficacia del revestimiento y la velocidad de deterioro del revestimiento. Esta información se usa tanto para pronosticar actividad de corrosión en un área específica y para pronosticar reemplazo del revestimiento para control de la corrosión.
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9.1.4 Resistividad del Suelo La corrosión de tubería revestida deficientemente o desnuda frecuentemente es provocada por una mezcla de suelos diferentes en contacto con la superficie del tubo. La corrosividad de los suelos puede ser determinada mediante una medición de la resistividad del suelo. Los niveles más bajos de resistividad son relativamente más corrosivos que los niveles más altos, especialmente en áreas donde el tubo está expuesto a cambios significativos en la resistividad del suelo. Las mediciones de resistividad del suelo deberían ser realizadas usando el método Wenner de Cuatro Pines de conformidad con ASTM G57. En casos de tubos paralelos o en áreas de tuberías intersecantes, puede ser necesario usar el método de Pin Único para medir de manera exacta la resistividad del suelo. Para medir muestras de resistividad del suelo desde agujeros de barrena o excavaciones, una caja de suelo sirve como un medio conveniente para obtener resultados exactos. Se tendrá en cuenta la profundidad de la tubería al seleccionar el método para utilizar y la localización de las muestras. La prueba y la evaluación de resultados deberían ser realizadas por personal entrenado y experimentado en prueba de resistividad del suelo. 9.1.5 Control de la Protección Catódica La tubería enterrada protegida catódicamente debería ser controlada regularmente para garantizar niveles de protección adecuados. El control debiera incluir medición periódica y análisis de potenciales tubo a suelo realizados por personal entrenado y experimentado en operación de sistemas de protección catódica. Se requiere control más frecuente de componentes de protección catódica críticos, tales como rectificadores de corriente impuesta, para garantizar funcionamiento fiable del sistema. Consulte NACE RPO169 y la Sección 11 de API RP 651 para orientación aplicable a inspección y mantenimiento de sistemas de protección catódica para tubería enterrada. 9.1.6 Métodos de Inspección Existen disponibles varios métodos de inspección. Algunos métodos pueden indicar la condición externa o de pared de la tubería, en tanto que otros métodos indican solamente la condición interna. Ejemplos son los siguientes: a. Pasada del cerdo inteligente. Este método implica el movimiento de un mecanismo (cerdo) por la tubería ya sea mientras está en servicio o después de que ha sido retirada del servicio. Existen disponibles varios tipos de mecanismos los cuales emplean diferentes métodos de inspección. La línea que será evaluada debe estar liberada de restricciones que puedan provocar que el mecanismo quede atorado dentro de la línea. Normalmente se requieren cinco curvas de diámetro puesto que las eles de tubo de 90 grados normales no pueden
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pasar un cerdo. La línea además debe tener instalaciones para lanzamiento y recuperación de los cerdos. b. Cámaras de vídeo. Existen disponibles cámaras de televisión las cuales pueden ser insertadas dentro de la tubería. Estas cámaras pueden entregar información de inspección visual acerca de la condición interna de la línea. c. Excavación. En muchos casos, el único método de inspección disponible que puede ser practicado es desconectar de tierra la tubería a fin de inspeccionar visualmente la condición externa de la tubería y para evaluar su condición interna y espesor usando los métodos analizados en el punto 5.4.2. Se debería actuar habitualmente con cautela al remover suelo desde encima y alrededor de la tubería para impedir dañar la línea o el revestimiento de la línea. Las últimas pocas pulgadas (mm) de suelo deberían ser retiradas manualmente para evitar esta posibilidad. Si la excavación es suficientemente profunda, los lados de la zanja debieran ser orillados adecuadamente para impedir su colapso, de conformidad con las regulaciones de OSHA, en el caso en que corresponda. Si el revestimiento o la envoltura está deteriorado o dañado debiera ser quitado en esa área para inspeccionar la condición del metal subyacente. 9.2 FRECUENCIA Y ALCANCE DE LA INSPECCION 9.2.1 Vigilancia Visual por Sobre el Nivel El propietario o el usuario debieran, a intervalos de aproximadamente 6 meses, reconocer las condiciones de superficie sobre y adyacentes a cada paso de tubería (ver el punto 9.1.1). 9.2.2 Reconocimiento de Potencial Tubo a Suelo Es posible usar un reconocimiento de potencial de intervalo cerrado sobre una línea protegida catódicamente para verificar que la tubería enterrada tiene un potencial protector por toda su longitud. Para tubos revestidos deficientemente donde los potenciales de protección catódica son inconsistentes, se puede dirigir el reconocimiento o medición a intervalos de 5 años para verificación del control de corrosión continuado. Para tubería sin protección catódica o en áreas donde han ocurrido fugas debidas a corrosión externa, se puede dirigir un reconocimiento de potencial tubo a suelo a lo largo de la ruta del tubo. El tubo debiera ser excavado en sitios donde las celdas de corrosión activas han sido localizadas para determinar el alcance del daño por corrosión. Se puede requerir un perfil de potencial continuo o un reconocimiento de intervalo cerrado para localizar celdas de corrosión activas. 9.2.3 Inspección de Discontinuidades del Revestimiento del Tubo La frecuencia de los reconocimientos de discontinuidad del revestimiento de tubo normalmente se basa en indicaciones de que otras formas de control de corrosión son ineficaces. Por ejemplo, sobre un tubo revestido donde existe pérdida gradual de potenciales de protección catódica u ocurre una fuga de corrosión 55
externa en un defecto de revestimiento, se puede usar un reconocimiento de discontinuidad de revestimiento de tubo para evaluar el revestimiento. 9.2.4 Corrosividad del Suelo Para tubería enterrada en longitudes mayores que 100 pies (30m) y que no está protegida catódicamente, se debería practicar evaluaciones de corrosividad del suelo a intervalos de 5 años. Se puede usar las mediciones de resistividad del suelo para clasificación relativa de la corrosividad del suelo (ver el punto 9.1.4). Los factores adicionales que pueden justificar la consideración, son cambios en la química del suelo y análisis de la resistencia de polarización del suelo y la interfase de la tubería. 9.2.5 Protección Catódica Si la tubería está protegida catódicamente se debería controlar el sistema a intervalos de conformidad con la Sección 10 de NACE RP0169 o la Sección 11 de API RP 651. 9.2.6 Intervalos de Inspección Externa e Interna Si se espera corrosión interna de tubería enterrada como un producto de inspección sobre la porción sobre el nivel de la línea, los métodos y los intervalos de inspección para la porción enterrada deberían ser ajustados de modo concordante. El inspector debería tener conocimiento de y tener en cuenta la posibilidad de corrosión interna acelerada en tramos muertos. La condición externa de tubería enterrada que no está protegida catódicamente debería ser determinada mediante pasada de cerdo que puede medir el espesor de pared o por excavación conforme a la frecuencia dada en la Tabla 9-1. La corrosión externa significativa detectada por la pasada del cerdo o por otros medios puede requerir excavación y evaluación aún si la tubería está protegida catódicamente. La tubería inspeccionada periódicamente por excavación será inspeccionada en longitudes de 6 pies-8 pies (2.0 m-2.5 m) en una o más localizaciones que se juzgue que son las más susceptibles a corrosión. La tubería excavada debiera ser inspeccionada en circunferencia completa para el tipo y el alcance de la corrosión (picadura o general) y la condición del revestimiento. Si la inspección revela tubería corroída o revestimiento dañado, se excavará tubería adicional hasta que el alcance de la condición esté identificado. Si el espesor de pared medio se halla en o bajo el espesor de retiro, será reparado o reemplazado. Si la tubería está contenida dentro de un tubo de casing se debería inspeccionar la condición del casing para determinar si ha ingresado agua y/o suelo hacia dentro del casing. El inspector debería verificar lo siguiente: (a) ambos extremos del casing se extienden más allá de la línea del suelo;(b) los extremos del casing están sellados si el casing no tiene desagüe autónomo; y (c) la tubería que transporta presión está revestida y envuelta adecuadamente. 56
9.2.7 Intervalos de Prueba de Fuga Una alternativa o complemento para la inspección es prueba de fuga con líquido a una presión a lo menos de 10 por ciento mayor que la presión de funcionamiento máxima a intervalos de un medio de la longitud de aquellos que aparecen en la Tabla 9-1 para tubería no protegida catódicamente y a los mismos intervalos que aparecen en la Tabla 9-1 para tubería catódicamente protegida. La prueba de fuga debiera ser mantenida por un período de 8 horas. Cuatro horas después de la presurización inicial del sistema de tubería, se debería observar la presión y, si es necesario, la línea represurizada a presión de prueba original y aislada de la fuente de presión. Si durante lo que resta del período de prueba la presión disminuye más de 5 por ciento, la tubería debería ser inspeccionada visualmente por fuera y/o inspeccionada internamente para encontrar la fuga y evaluar el alcance de la corrosión. Las mediciones de sonido pueden ayudar para localizar fugas durante la comprobación de fugas. La tubería enterrada también puede ser inspeccionada para comprobar su integridad utilizando métodos de prueba de presión o volumétricos corregidos por temperatura. Tabla 9-1—Frecuencia de la Inspección para Tubería Enterrada Sin Protección Catódica Eficaz Resistividad del Suelo (ohm-cm) <2,000 2,000 a 10,000 >10,000
Intervalo de Inspección (años) 5 10 15
Otros métodos de prueba de fuga alternativos involucran examen de emisión acústica y la adición de un fluido rastreador a la línea presurizada (tal como hexafluoruro de azufre o helio). Si el rastreador es agregado al fluido de servicio el propietario o el usuario confirmará la conveniencia para el proceso y producto.
9.3 REPARACIONES A SISTEMAS DE TUBERIA ENTERRADOS 9.3.1 Reparaciones a Revestimientos Cualquier revestimiento removido para inspección será renovado e inspeccionado de manera adecuada. Para reparaciones de revestimiento, el inspector debería asegurarse de que el revestimiento cumple con los siguientes criterios: a. Tiene suficiente adhesión al tubo para impedir migración de humedad subpelicular. b. Es suficientemente dúctil para resistir agrietamiento. c. No tiene intersticios ni espacios en el revestimiento (discontinuidades). d. Tiene resistencia suficiente para soportar daño debido a manipulación y esfuerzo del suelo.
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e. Puede soportar cualquiera protección catódica complementaria. Además, las reparaciones de revestimiento pueden ser probadas usando un detector de discontinuidades de alta tensión. El voltaje del detector será regulado al valor adecuado para el material del revestimiento y espesor. Cualquiera discontinuidades halladas serán reparadas y vueltas a probar. 9.3.2 Reparaciones de Grapa Si las fugas de tubería son engrapadas y vueltas a enterrar, la localización de la grapa será registrada en el registro de inspección y puede ser marcada sobre la superficie. Tanto el marcador como el registro anotarán la fecha de la instalación y la localización de la grapa. Todas las grapas serán consideradas temporales. La tubería debería ser reparada permanentemente a la primera oportunidad. 9.3.3 Reparaciones Soldadas Las reparaciones soldadas se harán de conformidad con el punto 8.2. 9.4 REGISTROS Se debería mantener sistemas de registro para tubería enterrada de conformidad con el punto 7.6. Además, se mantendrá un registro de la localización y fecha de instalación de grapas temporales. APENDICE A – CERTIFICACION DEL INSPECTOR A.1 Examen Un examen escrito para certificar inspectores dentro del alcance de API 570, Código de Inspección de Tubería, Inspección, Reparación, Alteración y Redesignación de Sistemas de Tubería en Servicio, será administrado por API o por una tercera parte designada por la API. El examen se basará en el cuerpo de conocimiento de API vigente tal como es publicado por API. A.2 Certificación A.2.1 Un certificado de inspector de tubería autorizado de API 570 será emitido cuando un postulante haya pasado con éxito el examen de certificación de API y complazca los criterios para experiencia y educación. La experiencia y educación de él o de ella, al ser combinados, serán iguales a por lo menos uno de los siguientes: a. Un grado de Bachiller en Ciencia en Ingeniería o en tecnología más un año de experiencia en supervisión de actividades de inspección o desempeño de actividades de inspección según como está descrito en API 570. b. Un certificado o un grado de dos años en ingeniería o en tecnología, más dos años de experiencia en la proyectación, 58
construcción, reparación, inspección u operación de sistemas de tubería de los cuales en el año debe estar en supervisión de actividades de inspección o desempeño de actividades de inspección según como se describe en API 570. c. Un diploma de escuela secundaria o equivalente más tres años de experiencia en la proyectación, construcción, reparación, inspección u operación de sistemas de tubería, de los cuales un año debe ser en supervisión de actividades de inspección o desempeño de actividades de inspección según está descrito en API 570. d. Un mínimo de cinco años de experiencia en la proyectación, construcción, reparación, inspección u operación de sistema de tubería de los cuales en año debe estar en supervisión de actividades de inspección o desempeño de actividades de inspección según está descrito en API 570. A.2.2 Un certificado de inspector de tubería autorizado de API es válido por tres años desde su fecha de emisión. A.2.3 Una certificación de inspector de API será válida en todas las jurisdicciones y cualquiera otra localización que acepte o que por otra parte no prohíba el uso de API 570. A.3 Agencia de Certificación El Instituto Americano del certificación.
Petróleo
será
la
agencia
de
A.4 Retroactividad Los requisitos de certificación de API 570 no serán retroactivos o interpretados como aplicándose antes de doce meses después de la fecha de publicación de esta edición o agregado a API 570. Los requisitos de recertificación de API 570 A.5.2 no serán retroactivos o interpretados como aplicándose antes de tres años después de la fecha de publicación de esta edición o agregado a API 570.
A.5 Recertificación A.5.1 Se requiere recertificación tres años a partir de la fecha de emisión del certificado de inspector de tubería autorizado de API 570. Se exigirá recertificación mediante examen escrito para inspectores de tubería autorizados quienes no han estado comprometidos activamente como inspectores de tubería autorizados dentro del período de certificación más reciente de tres años y para inspectores de tubería autorizados quienes no han pasado anteriormente el examen. Los exámenes serán conforme a todos los antecedentes contenidos en API 570. A.5.2 “Activamente comprometido como un inspector de tubería autorizado” será definido como un mínimo de 20% del tiempo gastado en desempeñar actividades de inspección o actividades de 59
inspección de supervisión según como está descrito en la API 570 sobre el período de certificación de tres años más reciente. Nota: Las actividades de inspección comunes a otros documentos de inspección de API (NDE, mantención de registro, análisis, de documentos de soldadura, etc.) pueden ser consideradas aquí. A.5.3 Una vez por cada otro período de recertificación, (cada seis años) los inspectores comprometidos activamente como un inspector de tubería autorizado demostrarán conocimiento de revisiones a API 570 que fueron instituidas durante los seis años anteriores. Este requisito será efectivo seis años a partir de la fecha de certificación inicial del inspector. Los inspectores quienes no han estado comprometidos activamente como un inspector de tubería autorizado dentro del período de certificación de tres años más reciente recertificarán según se exige en el punto A.5.1. APENDICE B – CONSULTAS TECNICAS B.1 Introducción API considerará las solicitudes escritas para interpretaciones de API 570. El equipo humano de API hará tales interpretaciones por escrito después de consulta, si es necesario, con los funcionarios del comité adecuados y la membresía del comité. El comité de API responsable de mantener API 570 se reúne regularmente para considerar las solicitudes escritas para interpretaciones y revisiones y para desarrollar nuevos criterios según lo va dictando el desarrollo tecnológico. Las actividades del comité en este aspecto están limitadas estrictamente a interpretaciones de la última edición de API 570 o a la consideración de las revisiones a API 570 sobre la base de los nuevos datos o tecnología. Como política, API no acepta, certifica, clasifica o endosa ítem alguno, construcción, dispositivo de marca o sujeto a derecho de propiedad intelectual, o actividad; y correspondientemente, las consultas que requieran tal consideración serán devueltas. Además, API no actúa como consultor acerca de problemas de ingeniería específicos o sobre la comprensión general o aplicación de las reglas. Si, con base en la información de la consulta presentada, es la opinión del comité que el consultante debería buscar asistencia de ingeniería o técnica, la consulta será devuelta con la recomendación de obtener dicha asistencia. Todas las consultas que no entreguen la información que se necesita para plena comprensión serán devueltas. B.2 Formato de la Consulta Las consultas se limitarán estrictamente a solicitudes para interpretación de la última edición de API 570 o a la consideración de revisiones a API 570 sobre la base de nueva tecnología o información. Las consultas serán presentadas en el siguiente formato: 60
a. Alcance—La consulta involucrará un tema único o temas estrechamente relacionados. Una carta de consulta con respecto a temas no relacionados será devuelta. b. Fondo—La carta de consulta establecerá el propósito de la consulta el cual será obtener una interpretación de API 570 o proponer la consideración de una revisión a API 570. La carta entregará concisamente la información que se necesita para una comprensión plena de la consulta (con bosquejos, según sea necesario) e incluirá referencias a la edición, revisión, párrafos, figuras y tablas aplicables. c. Consulta—La consulta será expresada en un formato de pregunta condensado y preciso, omitiendo la información de fondo superflua y en el caso adecuado, compuesta de tal manera que “sí” o “no” (quizás con cláusulas condicionales) sería una réplica conveniente. Esta expresión de la consulta debería ser técnicamente y editorialmente correcta. El consultante declarará que es lo que el o ella cree que API 570 exige. Si en la opinión de quien hace la consulta se necesita una revisión de API 570, el consultante entregará la formulación recomendada. Presente la consulta escrita a máquina: sin embargo, se considerarán las consultas manuscritas de manera legible. Incluya el nombre y la dirección de correos de quien hace la consulta. Presente la propuesta a la dirección siguiente: director of the Standards Department, American Petroleum Institute, 1220 L Street, N.W., Washington D.C. 20005,
[email protected]. APENDICE C – EJEMPLOS DE REPARACIONES C.1 Reparaciones Se puede usar soldadura manual utilizando los procesos de arco metal gas o arco metal protegido. Cuando la temperatura es inferior a 50°F(10°C) se usará electrodos con poco hidrógeno, AWS E-XX16 o E-XX18 cuando los materiales de soldadura que satisfacen a ASTM A-53, Calidades A y B; A-106, Calidades A y B; A-333;A-334; API 5L; y otro material similar. Además, estos electrodos deberían ser usados en grados mas bajos de material cuando la temperatura del material es inferior a 32°F(0°C). El ingeniero de tubería debería ser consultado para casos que involucran a materiales diferentes. Cuando se usa electrodos AWS E-XX16 o E-XX18 en números de soldadura 2 y 3 (vea la figura C-1), los cordones serán depositados partiendo en el fondo del montaje y soldando hacia arriba. El diámetro de estos electrodos no debiera exceder a 5/32 de pulgada(4.0mm). Los electrodos más grandes que 5/32 de pulgada (4.0mm) pueden ser usados en número de soldadura 1 (vea la Figura C-1), pero el diámetro no debería superar a 3/16 de pulgada (4.8mm).
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Las soldaduras longitudinales (número 1, Figura C-1) en la manga de refuerzo serán equipadas con una cinta adecuada o una tira de respaldo de acero dúctil (vea la nota) para evitar fundir la soldadura con la pared lateral del tubo. Nota: Si el tubo original junto al número de soldadura 1 ha sido revisado completamente mediante métodos de ultrasonido y es de suficiente espesor para soldar, no es necesaria una tira de respaldo. Todos los procedimientos de soldadura y de reparación para líneas en flujo deben satisfacer a API Publ 2201. C.2 Parches de Reparación Pequeños El diámetro de los electrodos no debería superar a 5/32 de pulgada (4.0mm). Cuando la temperatura del material de base es inferior a 32°F(0°C) se usará electrodos con poco hidrógeno. Se debería evitar el tramado de cordones de soldadura depositados con electrodos de hidrógeno bajo. Todos los procedimientos de soldadura y de reparación para líneas en flujo deben satisfacer a la Publicación API 2201. Más adelante se muestra ejemplos de parches pequeños de reparación en la Figura C-2. APENDICE D – LISTA DE COMPROBACION DE INSPECCION EXTERNA PARA TUBERIA DE PROCESO. D.1 Lista de Comprobación de Inspección Externa para Tubería de Proceso. Título de la publicación# Fecha Inspeccionado Item Inspeccionado por Condición a. Fugas 1. Proceso 2. Rastreo de Vapor 3. Grampas Existentes b. Desalineamiento. 1. Movimiento restringido/desalineamiento de la tubería 2. Desalineamiento de la junta de expansión c. Vibración. 1. Peso de colgado excesivo 2. Apoyo inadecuado 3. Tubería delgada, de orificio pequeño o de aleación. 4. Conexiones roscadas 5. Apoyos sueltos que provocan desgaste del metal d. Apoyos 1. Zapatas sin apoyo 2. Distorsión de suspensor o rompimiento 3. Muelles enclavados en el fondo 4. Rompimiento/distorsión de abrazaderas 5. Puntales sueltos 6. Rodillos/placas de corrimiento 62
7. Condición de contrabalance 8. Corrosión del apoyo. e. Corrosión 1. Puntos de apoyo de apernamiento debajo de las grapas. 2. Deterioro de la pintura/revestimiento 3. Interfase suelo a aire 4. Interfases de aislación 5. Crecimiento biológico f. Aislación 1. Penetraciones/daño 2. Aislación/envoltura faltante 3. Deterioro del cierre 4. Encorvamiento 5. Vendaje (roto/faltante) Tubo de vapor en altura o 12” mínimo cualquiera que sea mayor Punto de inyección Condensadores en altura Circuito de tubería del punto de inyección. Columna de destilación
* Localizaciones características de medición de espesor (TML) dentro de circuitos de punto de inyección
Figura 5-1 Inyección.
–
Circuito
de
Tubería
63
Característico
de
Punto
de
Material adecuado de empaquetadura Figura C-1 – Manga de Reparación de Circunvalación
1” (25mm) de radio mínimo
La medida del parche no debiera ser superior a ½ diámetro del tubo. Se debería usar una manga de circunvalación completa si el área corroída excede a ½ diámetro.
Figura C-2 – Parches Pequeños de Reparación
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