Código Tubulação Inspeção: Serviço-In Inspeção, Avaliação, Reparo e Alteração de Sistemas de de tubulação
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API 570 TERCEIRA EDIÇÃO, Novembro de 2009
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Segmento Downstream API 570 TERCEIRA EDIÇÃO, Novembro de 2009
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Conteúdo Página
1 Scope. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.1 Aplicação Geral. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.2 Aplicações específicas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.3 Fitness-For-Serviço e Inspeção Baseada em Risco. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . / / ^: ^ ^ # ^ ~ ^ ^ "" ~: @ ": ^ * ^ ~ $ ~" #: * ~ ^: # "*": #: ~ ~ "^ ~: ^: @: ~ * : $ "\ \
2
Referências normativas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
3 3.1 3.2
Termos, Definições, Acrônimos e Abreviações. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 Termos e definições. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 Siglas e abreviaturas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
1 1 1 2
4 Proprietário / Usuário Organização de Inspeção. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.1 Geral. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.2 Autorizado Piping Inspector Qualificação e Certificação. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.3 Responsabilidades. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
14 14 14 15
5 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5,7 5.8 5.9 5.10 5.11 5.12 5.13
Inspeção, exame, e pressão Práticas Testing. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Planos de Inspecção. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inspeção Baseada em Risco. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Preparação para a inspeção. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inspeção dos tipos e locais de Modos de danos de deterioração e Failure. . . . . . . . . . . . . . . . Tipos gerais de inspecção e vigilância. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . CMLs. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Métodos de monitoramento de condições. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Teste de pressão de Sistemas de Tubulação-geral. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Verificação de materiais e Rastreabilidade. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inspeção de Válvulas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Em serviço de Inspeção de Soldas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inspeção de Juntas flangeadas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inspeção Organização auditorias. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
17 17 18 20 21 22 27 29 31 33 33 34 35 36
6 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 6,7
Intervalo / Frequência e Extensão da Inspeção. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Geral. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inspeção Durante a Instalação e Alterações de Serviço. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tubulação de Planejamento de Inspeção. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Extensão da Visual Externa e CUI Inspeções. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Extensão da Medição de Espessura de Inspeção. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Extensão de pequeno calibre, Auxiliar tubulação e-threaded conexões Inspeções. . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inspeção e Manutenção de dispositivos de alívio de pressão (PRD). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
36 36 37 37 40 41 41 42
7 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6 7.7 7.8 7.9 7.10
Inspeção de Avaliação de Dados, Análise e Gravação. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Corrosão Taxa de Determinação. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Determinação PMSA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Determinação espessura necessária. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Avaliação do resultado das verificações. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Análise Piping estresse. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Relatórios e registros para a tubulação do Sistema de Inspeção. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Recomendações de Inspeção para reparo ou substituição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inspeção de Registros às inspecções externas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . A falha de tubulação e vazamento Reports. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Inspeção Diferimento ou Interval Revisão. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
44 44 45 46 46 47 48 50 50 51 51
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Reparações, alterações, e Re-avaliação de Sistemas de tubulação. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Reparos e alterações. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Soldadura e Hot Tapping. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Re-classificação. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
51 51 53 56
9 9.1 9.2 9.3 9.4 9,5
Inspeção de tubulação enterrada. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 Geral. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 Tipos e métodos de inspeção. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 Frequência e Extensão da Inspeção. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 Reparações em Sistemas de tubulação enterrada. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 . Registros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
Anexo A (Informativo) Certificação Inspetor. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 Anexo B (Informativo) Os pedidos de interpretações. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 Anexo C (Informativo) Exemplos de reparos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 Tabelas 1Some típicos Tipos Piping Dano e mecanismos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2Recommended máxima Inspeção Intervalos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Extensão 3Recommended de CUI Inspeção Após inspeção visual. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Exemplos 4Two do cálculo MAWP ilustrando o uso do Corrosion Concept meia-vida. . . 5Frequency de Inspeção para Buried Piping Sem efetiva proteção catódica. . . . . . . . . . . . . . . . .
21 43 43 47 60
Figuras Injection 1Typical Circuito Piping Point. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 C.1 luva Repair Cerco. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65 C.2 pequenas manchas de reparação. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
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Código Tubulação Inspeção: Serviço de Inspeção-In, Rating, reparação e alteração de Sistemas de tubulação 1 Escopo 1.1 Aplicação Geral 1.1.1 Cobertura API 570 abrange a inspeção, classificação, reparação e alteração de procedimentos para metálicos e de fibra de vidro plástico reforçado (FRP) sistemas de tubulação e sua pressão associada aliviar os dispositivos que foram colocados em serviço. 1.1.2 Intenção A intenção deste código é para especificar o programa de inspeção em serviço e condição de monitoramento que é necessário para determinar a integridade da tubulação. Esse programa deve fornecer avaliações razoavelmente precisas e oportunas para determinar se as mudanças na condição da tubulação é possível que comprometa a operação contínua, segura. É também o intenção deste código que proprietários-usuários responde a todos os resultados da inspeção que exigem ações corretivas para garantir a operação segura e continuada da t ubulação. API 570 foi desenvolvido para a afinação e processos químicos indústrias de petróleo, mas pode ser utilizada, sempre que possível, para qualquer sistema de tubulação. Ele é destinado ao uso por organizações que mantenham ou tenham acesso a uma inspeção autorizada agência, uma organização de reparo, e os engenheiros tecnicamente qualificados de tubulação, inspetores e examinadores, todos conforme definido no Seção 3. 1.1.3 Limitações API 570 não deve ser utilizado como um substituto para os requisitos originais de construção que regem um sistema de tubulação antes ele é colocado em serviço; nem deve ser usado em conflito com quaisquer r equisitos regulamentares vigentes. Se os requisitos do este código são mais rigorosos do que os requisitos regulamentares, então as exigências do presente código deve governar.
1.2 Aplicações Específicas O termo não metálicos tem uma definição ampla, mas neste código refere-se aos grupos de plástico reforçados com fibra integravam as siglas genéricas de FRP (plástico reforçado com fibra de vidro) e de PRFV (plástico reforçado com vidro). O extrudados, mineiros geralmente homogêneas, como a alta e polietilen o de baixa densidade são excluídos. Consulte a API 574 para orientação sobre questões de degradação e de inspecção associados tubulação FRP. 1.2.1 Serviços de Fluidos Incluídos Salvo o disposto no ponto 1.2.2, API 570 se aplica a sist emas de tubulação para fluidos de processo, hidrocarbonetos, e semelhante serviços de fluidos inflamáveis ou tóxicos, como o seguinte: a) matérias, intermediários e acabados produtos petrolíferos; b) Os produtos químicos crus, intermediários e acabados; c) linhas de catalisador; d) hidrogênio, gás natural, gás combustível, e incendiar sistemas; e) de água e resíduos perigosos córregos azedo acima dos limites de limite, conforme definido pelos regulamentos urisdicionais; 1 - `, ```,,,, , ```` - `-`,`,`, `,`---
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API 570
f) os produtos químicos perigosos acima dos limites de limite, conforme definido pelos regulamentos urisdicionais; g) os fluidos criogênicos, tais como: LN2, LH2, LOX e ar líquido; h) gases de alta pressão superiores a 150 psig, tais como: GHE, GH2, GOX, GN2 e HPA. 1.2.2 Opcional Piping Systems e Serviços de Fluidos Os serviços de fluido e classes de sis temas de tubagens listados abaixo são opcionais no que diz respeito às exigências da API 570. a) serviços de fluidos que são opcionais incluem o seguinte: 1) Serviços de fluidos perigosos abaixo dos limites de limite, conforme definido pelos regulamentos urisdicionais; 2) água (incluindo os sistemas de protecção contra incêndios), vapor, vapor condensado, água de alimentação da caldeira, e Categoria D fluido serviços, conforme definido na norma ASME B31.3. b) Outras classes de sistemas de tubulação que são opcionais são aqueles que são isentos da tubulação de processo aplic ável código de construção.
1.3 Fitness-For-Serviço e Inspeção Baseada em Risco (RBI) Este código inspeção reconhece adequação ao Serviço de conceitos de avaliação de danos em serviço de pressão contendo componentes. API 579 fornece os procedimentos de avaliação detalhados para determinados tipos de danos que estão referenciado neste código. Este código inspeção reconhece conceitos RBI para determinar intervalos de inspeção. API 580 fornece diretrizes para a realização de uma avaliação baseada no risco.
2 Referências normativas Os seguintes documentos referenciados são indispensáveis à aplicação deste documento. Para referências datadas, apenas a edição citada se aplica. Para referências não datadas, a última edição do documento referenciado (incluindo qualquer emendas). Publicação API 510, Vasos de Pressão Código Inspeção: Manutenção Inspeção, Avaliação, Reparo e Alteração API 571 Prática Recomendada, Mecanismos de danos que afetam equipamentos fixos na Indústria de Refino API 574 Prática Recomendada, Práticas de Inspeção dos componentes do sistema de tubulação API 576 Prática Recomendada, Inspeção de dispositivos de alívio de pressão API 577 Prática Recomendada, Inspeção de Soldagem e Metalurgia API 578 Prática Recomendada, Programa de Verificação prima para novos e sistemas de tubulação existente API padrão 579-1/ASME FFS-1, Serviço de adequação à API 580 Prática Recomendada, Inspeção baseada em risco API 581 Prática Recomendada, Baseada em risco de Inspeção Tecnologia API Standard 598, Válvula de Inspecção e Ensaios API 651 Prática Recomendada, Proteção catódica de tanques de armazenamento de petróleo Aboveground
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TUBULAÇ O INSPEÇ O CODE: INSPEÇ O EM SERVIÇO, CLASSIFICAÇ O, REPAROS e alteração de redes de canalização
API 750 Prática Recomendada, Gestão de Riscos de Processos Publicação API 2201, Práticas Seguras de Hot Tapping em Petróleo e Petroquímica ASME B16.34 1, Válvulas flangeadas, rosqueadas, e soldagem finais B31.3 ASME, Processo Piping ASME B31G, Manual para determinar a resistência remanescente de Corroded Pipelines ASME B31, Código de caixa 179/181 ASME Código Caldeira e Pressão Vessel (BPVC), Seção V, Exame não destrutiva ASME BPVC, Seção VIII, Divisões 1 e 2 ASME BPVC, Seção IX, Brasagem e soldadura de Qualificações ASME PCC-1, Diretrizes para Pressão Limite Assembleia Paritária flange aparafusado ASME PCC-2, Reparação de Equipamentos de Pressão e Tubulação
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ASNT SNT-TC-1 2, A Qualificação de Pessoal e Certificação em Ensaios Não Destrutivos ASNT CP-189, Padrão para a Qualificação e Certificação de Pessoal Ensaios Não Destrutivos ASTM G57 3, Método de Medição do Campo resistividade do solo Utilizando o Método de Wenner quatro eletrodos MTI 129 4, Um Guia Prático para Campo Inspeção de FRP equipamentos e tubulações NACE RP 0169 5, Controle da corrosão externa em metro ou submersas Sistemas de tubulação metálica NACE RP 0170, Protecção dos aços inoxidáveis austeníticos e outras ligas austeníticos de Estresse cido Polythionic Corrosão sob tensão durante o desligamento da Refinaria Equipamento NACE RP 0274, De alta tensão elétrica Inspeção de Pipeline Coatings antes da instalação NACE RP 0275, Aplicação de revestimentos orgânicos na superfície externa da tubulação de aço para o serviço de metro NACE Pub 34101, Injeção refinaria e processo de mistura Pontos NFPA 704 6, Sistema Padrão para a identificação dos perigos de Materiais para Resposta a Emergências
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ASME International, 3 Park Avenue, New York, New York 10016-5990, www.asme.org. Sociedade Americana de Ensaios Não Destrutivos, 1711 Arlingate Lane, PO Box 28518, Columbus, Ohio 43228, www.asnt.org. ASTM International, 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken, Pensilvânia 19428, www.astm.org. Instituto de Tecnologia de Materiais, 1215 Fern Ridge Parkway, Suite 206, St. Louis, Missouri 63141-4405, www.mti-link.org. NACE International (anteriormente a Associação Nacional de Corrosion Engineers), 1440 South Cr eek Drive, Houston, Texas 77218-8340, www.nace.org. National Fire Protection Association, 1 Batterymarch Park, Quincy, Massachusetts 02.169-7471, www.nfpa.org.
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API 570
3 Termos e Definições, Acrônimos e Abreviações 3.1 Termos e Definições Para os efeitos desta norma, os seguintes termos, definições, siglas e abreviaturas aplicar. 3.1.1 material da liga Qualquer material metálico (incluindo os materiais de enchimento de soldadura), que contém elementos de liga, tais como o crómio, níquel, ou molibdénio, que são intencionalmente adicionados para melhorar as propriedades mecânicas e físicas e / ou corrosão resistência. As ligas podem ser ferroso ou não ferroso com base. NOTA
Os aços ao carbono não são considerados ligas, para os efeitos deste código.
3.1.2 alteração A mudança física de qualquer componente que tem implicações de design que afetam a capacidade de pressão, contendo ou flexibilidade de um sistema de tubulação para além do âmbito de sua concepção original. Não são consideradas alterações: substituições comparáveis ou duplicados ea adição de acessórios de pequeno calibre que não necessitam de reforço ou suporte adicional. / / ^: ": ^ "*": $ "\
3.1.3 código aplicável O código, seção de código, ou de outro padrão de engenharia reconhecidos e geralmente aceitos ou prática a que o sistema de tubulação foi construída ou que é considerado pelo proprietário ou usuário ou o engenheiro de tubulação a ser mais apropriado para a situação, incluindo, mas não limitado a mais recente edição da ASME B31.3. 3.1.4 ASME B31.3 A forma abreviada de ASME B31.3, Processo de tubulação, publicado pela Sociedade Americana de Engenheiros Mecânicos. 3.1.5 autorização Aprovação / acordo para realizar uma atividade específica (por exemplo, reparação) antes da atividade a ser realizada. 3.1.6 agência de inspeção autorizada Definido como um dos seguintes: a) a organização de inspeção da jurisdição em que o sistema de tubulação é usado, - `, ```,,,, , ```` - `-`,`,`, `,`---
b) a organização de inspeção de uma companhia de seguros que está licenciado ou registrado para escrever seguros para a tubulação sistemas c) um proprietário ou usuário de sistemas de tubulação que mantém uma organização de inspeção para as actividades relacionadas apenas à sua equipamento e não para sistemas de tubulação desti nados à venda ou revenda, d) uma organização de inspeção independente empregado ou sob contrato com o proprietário ou usuário de sistemas de tubulação que são utilizados apenas pelo proprietário ou usuário e não para venda ou revenda, e) uma organização independente de inspeção licenciado ou reconhecido pela jurisdição em que o sistema de tubulação é utilizado e empregado ou sob contrato c om o proprietário ou usuário. 3.1.7 Inspetor de tubulação autorizado Um funcionário de uma agência de inspeção autorizado que é qualificada e certificada para desempenhar as funções especificadas no API 570. Um examinador EQM não é necessário para ser um inspetor de tubulação autorizado. Sempre que o inspetor termo é usado na API 570, refere-se a um inspector tubulação autorizado.
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TUBULAÇ O INSPEÇ O CODE: INSPEÇ O EM SERVIÇO, CLASSIFICAÇ O, REPAROS e alteração de redes de canalização
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3.1.8 tubulação auxiliar Instrumento e máquinas de tubulação, geralmente de pequeno calibre tubulação de processo secundário que pode ser isolado do primário sistemas de tubulação. Exemplos incluem lavar linhas, linhas de óleo de foca, linhas analisador, li nhas de equilíbrio, linhas de gás tampão, drenos, e respiradouros. 3.1.9 locais de monitoramento de condições CMLs Áreas para em sistemas de tubulação, onde exames periódicos são realizados. NOTEPreviously, CMLs foram referidos como "locais de monitoramento de espessura" (TMLS). CMLs pode conter um ou mais pontos de exame. CMLs pode ser um avião através de uma seção de tubulação ou de um bocal ou uma área onde CMLs estão localizados em uma tubulação circuito.
3.1.10 código de construção O código ou padrão para o qual o sistema de tubulação foi originalmente construída (ou seja, ASME B31.3). 3.1.11 barreira de corrosão A tolerância à corrosão em equipamento FRP tipicamente composta por uma superfície interior e uma camada interior, que é especificada como necessário para proporcionar a melhor resistência global ao ataque químico.
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3.1.12 taxa de corrosão A taxa de perda de metal, devido à erosão, a erosão / corrosão ou a reacção (ões) química com o meio ambiente, tanto interno e / ou externo. 3.1.13 especialista em corrosão Uma pessoa aceitável para o proprietário / usuário que é conhecedor e experiente nas químicas específicas do processo, mecanismos de degradação de corrosão, seleção de materiais, métodos de mitigação de c orrosão, monitoramento de corrosão técnicas, e seu impacto nos sistemas de tubulação. 3.1.14 válvulas de retenção críticas Válvulas em sistemas de tubulação que foram identificados como vital para processar a segurança. Válvulas de retenção NOTECritical são aqueles que precisam operar de f orma confiável, a fim de evitar o potencial de eventos perigosos ou conseqüências substanciais deve ocorrer um vazamento.
3.1.15 mecanismo de dano Qualquer tipo de deterioração encontradas na indústria de processo de refino e produto químico que pode resultar em falhas / defeitos que pode afetar a integridade da tubulação (por exemplo, corrosão, rachaduras, erosão, amassados, e outros mecânicos, físi cos ou impactos químicos). Veja API 571 para obter uma lista completa e descrição dos mecanismos de dano. 3.1.16 DeadLegs Componentes de um sistema de tubulação que normalmente não têm fluxo significativo. Alguns exemplos incluem ramos inibidas, linhas com válvulas de bloqueio normalmente fechados, as linhas com uma extremidade apagado, pressurizados pernas de apoio fi ctícios, estagnada tubulação de bypass da válvula de controle, tubulação da bomba de reposição, freios de nível, entrada e saída de válvula de alívio de tubulação de cabeçalho, a guarnição da bomba linhas de desvio, aberturas de alto ponto, pontos de amostragem, drenos, sangradores, e c onexões de instrumento. 3.1.17 defeito Uma imperfeição de um tipo ou de magnitude superior a critérios aceitáveis.
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API 570
3.1.18 pressão de projeto A pressão na condição mais severa da pressão interna ou externa coincidente e temperatura (ou mínimo máximo) prevista durante o serviço. 3.1.19 temperatura de projeto de um componente do sis tema de tubulação A temperatura na qual, sob a pressão coincidentes, a maior espessura ou mais alta classificação de componente é necessário. É o mesmo que a temperatura nominal definida em ASME B31.3 e outras secções de código e é sujeito a as mesmas regras em matéria de franquias para variações de pressão ou temperatura, ou ambos. Funções de controle de qualidade realizada por examinadores (ou inspetores), conforme definido neste documento. NOTA
Estas funções seriam tipicamente as ações realizadas por pessoal de EQM, soldadura ou inspetores de revestimento.
3.1.20 ponto exame ponto de gravação ponto de medição ponto de teste Uma área dentro de uma LMC definida por um círculo com um diâmetro inferior ou igual a 2 polegadas (50 mm) para um diâmetro de tubo não superior a 10 polegadas (250 mm), ou não maior do que 3 cm (75 mm) para as linhas e os vasos maiores. CMLs pode conter múltiplas Os pontos de teste. NOTA
Ponto de teste é um termo não está mais em uso como teste refere-se a testes mecânicos ou físicos (por exemplo, testes de tração ou testes de pressão).
3.1.21 exames Funções de controle de qualidade realizados por examinadores (EQMs), por exemplo. 3.1.22 examinador Uma pessoa que auxilia o inspetor realizando NDE específica sobre os componentes do sistema de tubulação, mas não avalia os resultados desses exames, de acordo com API 570, a menos que especificamente treinado e autorizado a fazê -lo por o proprietário ou usuário. 3.1.23 inspeção externa A inspeção visual realizada do lado de fora de um sistema de tubulação para encontrar condições que poderiam afetar a tubulação a capacidade dos sistemas para manter a integridade da pressão ou de condições que comprometem a integridade do revestimento e isolamento cobertura, as estruturas de apoio e anexos (por exemplo, postes, suportes de tubos, escadas, plataformas, sapatos, cabides, instrumento, e pequenas derivações). / / ^: ^ ^ # ^ ~ ^ ^ "" ~: @ ": ^ * ^ ~ $ ~" #: * ~ ^: # "*": #: ~ ~ "^ ~: ^: @: ~ * : $ "\ \
3.1.24 Avaliação Fitness-For-Service A metodologia em que falhas e outra deterioração / danos contidos sistemas de tubulação são avaliados a fim para determinar a integridade estrutural da tubagem para serviço contínuo. 3.1.25 apropriado Componente tubulação geralmente associada a uma mudança de direção ou diâmetro. Flanges não são considerados acess órios. 3.1.26 materiais inflamáveis Como usado neste código, inclui líquidos, vapores e gases, que vai sustentar a combustão. Consulte a NFPA 704 para orientação sobre a classificação de fluidos em 6.3.4.
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3.1.27 Especialista FRP Uma pessoa aceitável para o proprietário / usuário que é conhecedor e experiente em PLP sobre o processo químicas, mecanismos de degradação, seleção de materiais, mecanismos de falha, métodos de fabricação e seu impacto em sistemas de tubulação. 3.1.28 corrosão geral A corrosão que é distribuída mais ou menos uniformemente ao longo da superfície da tubagem, em vez de ser localizada no natureza. 3.1.29 segurar ponto Um ponto no processo de reparo ou alteração para além do qual o trabalho não pode prosseguir até que a inspeção requerida foi executada e documentada. 3.1.30 imperfeições Falhas ou outras descontinuidades observadas durante a inspeç ão que podem estar sujeitos a critérios de aceitação durante uma engenharia e análise de fiscalização. 3.1.31 indicação Uma resposta ou evidência resultante da aplicação de uma técnica de avaliação não destrutiva. 3.1.32 qualificada indústria onda UT cisalhamento examinador A pessoa que possui uma qualificação onda de cisalhamento de ultra-som a partir da API (por exemplo QUTE API), ou equivalente qualificação aprovada pelo proprietário pelo usuário. NOTA
Regras para equivalência são definidas no site do ICP API.
3.1.33 ponto de injeção Os pontos de injecção são os locais onde os produtos químicos ou aditivos de processo s ão introduzidos numa corrente de processo. Corrosão inibidores, neutralizantes, anti-incrustantes de processo, demulsifiers dessalinizador, limpadores de oxigênio, cáustico, e lavagens com água são mais frequentemente reconhecido como necessitando de atenção especial na concepção do ponto de injeção. Aditivos de proce sso, produtos químicos e água são injetadas em correntes de processo, a fim de alcançar os objetivos específicos do processo. NOTA
Pontos de injeção não incluem locais onde dois fluxos de processo de associação (pontos mix).
Agentes EXAMPLEChlorinating em reformadores, injeção de água em sistemas aéreos, injeção polysulfide em catalítica craqueamento de gás úmido, as injeções de anti-espuma, inibidores e neutralizadores. 3.1.34 em serviço Sistemas de tubagens colocadas em operação (instalado). NOTA 1: Não inclui sistemas de tubulação que ainda estão em fase de construção ou durante o transporte para o local antes de ser colocado em serviço ou sistemas de tubulação que foram aposentados. NOTA 2 Sistemas de tubagens que não estão atualmente em operação devido a uma interrupção do processo, turnaround, ou outro tipo de manutenção atividade ainda são considerados "em serviço". instalada tubulação de reposição também é considerado em serviço; enquanto tub ulação de reposição que não é instalado 3.1.35 não é considerado em serviço.
inspeção em serviço Todas as actividades de inspecção associada a tubulação depois de ter sido inicialmente colocado em serviço, mas antes de ter sido aposentado. - `, ```,,,, , ```` - `-`,`,`, `,`---
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API 570
3.1.36 inspeção A avaliação externa, interna, ou no fluxo (ou qualquer combinação dos três) de condição de tubagem realizada pela inspetor autorizado ou seu / sua. NOTENDE pode ser realizada por examinadores, a critério do inspetor de tubulação autorizada e tornar-se parte da processo de inspeção, mas o inspetor de tubulação autorizado deve analisar e aprovar os resultados.
3.1.37 código de inspeção Título Abreviado para este código (API 570). 3.1.38 plano de inspeção Um plano documentado para detalhar o âmbito, os métodos e calendário das actividades de inspecção de sistemas de tubulação, que pode incluir reparação recomendada, e / ou manutenção. 3.1.39 inspetor Um inspetor de tubulação autorizado. 3.1.40 integridade envelope operando anela de operação integridade Os limites estabelecidos para as variáveis do processo que pode afectar a integridade do sistema de tubagem, se o processo de operação se desvia dos limites estabelecidos para um período de tempo predeterminado. 3.1.41 inspeção interna Uma inspecção realizada ao interior de um sistema de tubagem, utilizando técnicas visuais e / ou NDE. 3.1.42 urisdição A administração do governo legalmente constituído que pode adoptar disposições relativas aos sistemas de tubulação. 3.1.43 / / ^: ^ ^ # ^ ~ ^ ^ "" ~: @ nível de freio ": ^ * ^ ~ $ ~" #: * ~ ^: # "*": #: ~ ~ "^ ~: ^: @: ~ * : A tubagem de montagem de vidro indicador de nível ligado a uma $ "\ \ embarcação. 3.1.44 corrosão localizada Declínio, por exemplo, corrosão que está confinado a uma área limitada da superfície do metal. - `, ```,,,, , ```` - `-`,`,`, `,`---
3.1.45 Bloqueio / Etiquetagem Um procedimento de segurança usado para garantir que a tubulação está devidamente isolado e não pode ser ligado ou colocado de volta em serviço antes para a conclusão da inspecção, manutenção ou trabalhos de manutenção. 3.1.46 grandes reparações Reparações de soldadura que envolvem a remoção e substituição de grandes seções de sistemas de tubulação. 3.1.47 gestão da mudança MOC Um sistema de gestão documentado para análise e aprovação de mudanças nos sistemas de tubulações de processo ou antes implementação da mudança.
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3.1.48 programa de verificação de material Um procedimento de garantia de qualidade documentado usado para avali ar e ligas metálicas (incluindo soldagens e anexos onde especificados) para verificar a conformidade com o material da liga selecionado ou especificado designado pelo proprietário / usuário. ObservaçãoEste programa pode incluir uma descrição dos métodos para testes de material da liga, marcando componente físico, e um programa de manutenção de registros.
3.1.49 pressão máxima de trabalho permitida MAWP A pressão interna máxima permitida no sistema de tubulação para a operação continuou com a condição mais grave de pressão interna ou externa coincidente e temperatura (mínimo ou máximo) prevista durante o serviço. É mesmo que a pressão de projecto, como definido na norma ASME B31.3 e outras secções de código, e é sujeito às mesmas regras relativa a licenças para variações de pressão ou temperatura, ou ambos. 3.1.50 temperatura mínima de design de metal MDMT A menor temperatura na qual uma carga de pressão significativa (por exemplo, a carga de operação, cargas de arranque, cargas transientes, etc), pode ser aplicada a sistemas de tubagem, tal como definido no código de construção aplicável. / / ^: ^ ^ # ^ ~ ^ ^ "" ~: @ ": ^ * ^ ~ $ ~" #: * ~ ^: # "*": #: ~ ~ "^ ~: ^: @: ~ * : $ "\ \
EXEMPLO
B31.3 ASME, edição oitavo, Parágrafo 323,2 "Limitações de temperatura."
3.1.51 de espessura mínima necessária A espessura sem tolerância à corrosão para cada componente de um sistema de tubulação com base no design apropriado cálculos de código e código de tensão admissível que consideram pressão, mecânica e cargas estruturais. NOTEAlternately, espessura necessária pode ser reavaliados por meio de análise de Fitness For-Serviço de acordo com API 579-1 / ASME FFS-1.
3.1.52 misturar pontos Os pontos de mistura do processo são pontos de junção dos fluxos do processo de composição diferente e / ou de temperatura em que atenção adicional do projeto, limites operacionais e / ou monitoramento de processos são utilizados para evitar problemas de corrosão. Não todos os pontos do processo de mistura são problemáticos, mas eles precisam ser identificados e avaliados para possí vel degradação mecanismos. 3.1.53 não conformidades Um item que não está de acordo com os códigos específicos, normas ou outros requisitos. 3.1.54 limite nonpressure Componentes e acessórios de, ou a parte da tubulação que não contém a pressão do processo. EXEMPLO
Clipes, sapatos, repads, suportes, placas de desgaste, nonstiffening anéis de suporte de isolamento, etc
3.1.55 tubulação off-site Sistemas de canalização não incluídos dentro dos limites de contorno da trama de uma unidade de processamento, como por exemplo, um hidrocraqueador, um copolímero de etileno biscoito ou uma unidade bruto. EXEMPLO Tubulação de Tancagem e outros encanamentos c onseqüência menor fora dos limites da unidade de processo.
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API 570
3.1.56 tubulação no local Sistemas de tubagens incluído dentro dos limites do lote de unidades de processo, tais como, um hydrocracker, um cracker de e tileno, ou um unidade bruto. 3.1.57 sobre-corrente A condição em que não foram preparados sistemas de tubulação em serviço para uma inspeção interna. Sistemas que estão em operação NOTEPiping também pode estar vazia ou pode ainda ter os fluidos de processo residual neles e não ser atualmente parte do sistema de processo.
3.1.58 inspeção no fluxo Uma inspeção realizada do lado de fora de sistemas de tubulação, enquanto eles estão em operação utilizando procedimentos de END para estabelecer a compatibilidade do limite da pressão de funcionamento contínuo. 3.1.59 inspeção atrasada Inspeções de tubulação para o equipamento em serviço que não tenham sido realizadas por suas datas de vencimento documentados no cronograma de inspeção / plano. 3.1.60 overwater tubulação Tubulação localizado onde o vazamento (líquido ou sólido) resultaria em descarga em córregos, rios, baías, etc, resultando em um potencial incidente ambiental. 3.1.61 proprietário / utilizador Um proprietário ou usuário de sistemas de tubulação que exerce controle sobre a operação, planejamento, inspeção, reparo, alteração, teste de pressão, e classificação da tubulação. 3.1.62 Inspetor proprietário / usuário Um inspetor autorizado contratado por um proprietário / usuário que se qualificou através de um exame escrito ao abrigo das disposições Seção 4 e no Anexo A. 3.1.63 tubo Um cilindro estanque à pressão utilizado para transmitir um fluido ou para transmitir uma pressão de fluido e que é vulgarmente designada por "tubo" em especificações de materiais aplicáveis. NOTEMaterials designados como "tubo" ou "tubos" nas especificações são tratados como tubo neste código, quando destinados a serviço pressão.
3.1.64 tubulação piperack Tubulação de processo que é suportado por postes ou travessas consecutivas (incluindo racks de pórticos e extensões). 3.1.65 circuito de tubulação Uma secção de tubagem que é exposto a um ambiente de processo de corrosão ou semelhante esperado mecanismos de danos e é de condições similares do projeto e material de construção. NOTA 1 unidades de processo complexo ou sistemas de tubulação são divididos em circuitos de tubulação para gerenciar as inspecções necessárias, cálculos e manutenção de registros. NOTA 2: Ao estabelecer o limite de um circuito de tubulação particular, o inspetor também pode dimensioná-lo para proporcionar uma prática pacote para manutenção de registros e inspeção de campo desempenho.
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3.1.66 engenheiro de tubulação Uma ou mais pessoas ou organizações aceitáveis ao proprietário ou usuário que são conhecedores e experientes em as disciplinas de engenharia associados ao avaliar as características mecânicas e de material que afeta a integridade e confiabilidade de componentes e sistemas de tubulação. O engenheiro de tubulação, através de consulta com especialistas apropriados, deve ser considerado como uma composição de todas as entidades necessárias para tratar adequadamente um requisito técnico. 3.1.67 sistema de tubulação Um conjunto de circuitos de tubulações interconectados que estão sujeitas ao mesmo conjunto ou conjuntos de condições de proj eto e é usado para transmitir, distribuir, misturar, separar, descarga, medidor, controle ou esnobar os fluxos de fluidos. Sistemas NOTEPiping também incluem elementos de suporte de tubos, mas não incluem estruturas de apoio, tais como quadros estruturais e fundações.
3.1.68 identificação do material positivo PMI Qualquer avaliação física ou de um material de teste para confirmar que o material, que tenha sido ou venha a ser colocado em s erviço, é consistente com o material de liga escolhido ou especificado designado pelo proprietário / utilizador. Avaliações ou testes NOTEThese pode fornecer informação qualitativa ou quantitativa que é suficiente para verificar a liga nominal composição.
3.1.69 após a solda tratamento térmico PWHT O tratamento que consiste em aquecer um c onjunto soldado ou um pedaço de tubagem fabricada toda a uma temperatura elevada, depois conclusão da soldadura, a fim de aliviar os efeitos prejudiciais de calor, tais como reduzir as t ensões residuais de soldadura, reduzir a dureza e / ou modificar as propriedades ligeiramente Ver ASME B31.3 p arágrafo 331. 3.1.70 limite da pressão A parte da tubulação que contém os elementos de tubulação de retenção da pressão juntou ou montados em pressão apertado sistemas contendo fluido. Componentes de contorno de pressão incluem tubulação, tubos, conexões, flanges, juntas, correndo, válvulas, e outros dispositivos, tais como juntas de expansão e juntas flexíveis. NOTA
Veja também nonpressure definição de limite.
3.1.71 espessura projeto pressão Mínima permitida espessura da parede do tubo necess ária para manter pressão de projeto na temperatura de projeto. NOTA 1: NOTA 2
Espessura projeto pressão é determinada através da fórmula do código de classificação, incluindo a espessura de reforço necessário. Espessura projeto Pressão não inclui espessura para cargas estruturais, tolerância à corrosão, ou tolerâncias de fábrica.
3.1.72 tubulação de processo primário Tubulação de processo, em serviço normal, ativo que não pode ser valvulado fora ou, se fosse valvulado off, afetaria si gnificativamente unidade operacionalidade. Tubulação de processo primário normalmente inclui a maioria processo tubulação maior do NPS 2 e, normalment e, não incluem pequeno furo ou tubulação de processo auxiliar (ver também tubulação de processo secundário). 3.1.73 procedimentos Um documento que especifica ou descreve como uma actividade deve ser executada em um sistema de tubulação. Procedimento ObservaçãoUma pode incluir métodos a serem empregados, equipamentos ou materiais a serem utilizados, qualificações do pessoal envolvidos, e seqüência de trabalho. - `, ```,,,,, ```` - `-`,`,`, `,`---
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API 570
3.1.74 tubulação de processo Hidrocarbonetos ou tubulação química localizada em, ou associado com uma instalação de refinaria ou de fabricação. Tubulação de processo inclui piperack, parque de tanques, tubulações e processo de unidade, mas exclui tubulação utilid ade. 3.1.75 garantia de qualidade Todas as ações planejadas, sistemáticas e preventivas necessárias para determinar se os materiais, equipamentos ou serviços i rão atender requisitos especificados para que a tubulação terá um desempenho satisfatório em serviço. NOTA
O conteúdo de um manual de inspeção de garantia de qualidade para sistemas de tubulação são descritas no 4.3.1.1.
3.1.76 controle de qualidade Essas atividades físicas que são realizados para verificar a conformidade com as especificações de acordo com a qualidade plano de garantia. 3.1.77 renovação Atividade que descarta um componente existente, montagem, ou parte de um circuito de tubulação e substitui-lo com novo ou existente materiais de reposição dos mesmos ou melhores qualidades como os componentes de tubulação originais. 3.1.78 reparação O trabalho necessário para restaurar um sistema de tubulação a uma condição adequada para a operação segura nas condições de projeto. Se qualquer uma das alterações de reparação resulta numa alteração da temperatura ou pressão de design, os requisitos para re -avaliação também deve ser satisfeita. Qualquer soldagem, corte, moagem ou operação em um componente de tubulação contendo pressão não especificamente considerado como uma alteração é considerada uma reparação. 3.1.79 organização de reparo Qualquer um dos seguintes: a) um proprietário ou usuário de sistemas de tubulação que conserta ou altera o seu próprio equipamento de acordo com API 570, b) um empreiteiro cujas qualificações são aceitáveis para o proprietário ou usuário de sistemas de tubulação e que faz reparos ou alterações, de acordo com a API 570, c) aquele que é autorizado por aceitável, ou de outra forma não proibida pela jurisdição e que f az reparos em de acordo com a API 570. 3.1.80 classificação Os cálculos para estabelecer a pressões e temperaturas adequadas para um sistema de tubulação, incluindo pressão de projeto / temperatura, MAWP, mínimos estruturais, espessuras exigidas, etc 3.1.81 rerating Uma mudança na temperatura de projeto, pressão de projeto ou da PMSA de um sistema de tubulação (às vezes chamado de classificação). A rerating pode consistir de um aumento, uma redução, ou uma combinação de ambos. Desclassificação abaixo das c ondições originais do projeto é um meio para proporcionar maior tolerância à c orrosão.
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3.1.82 inspeção baseada em risco RBI Um processo de avaliação e gestão de risco de risco que está focada no planejamento de inspeção para sistemas de tubulação pa ra a perda de contenção em instalações de processamento, que considera tanto a probabilidade de falha e conseqüência de falha devido a deterioração do material.
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3.1.83 exploração Inspeção técnica usada para encontrar a medida da espessura mais fina em uma CML. Veja orientações contidas na API 574. 3.1.84 bonder secundário Um indivíduo que se junta e sobreposições subconjuntos curadas da tubulação de FRP. 3.1.85 tubulação de processo secundário Tubulação de processo, muitas vezes SBP jusante de válvulas de bloqueio que pode ser fechado sem afetar significativamente o processo operacionalidade da unidade. 3.1.86 tubulação de pequeno calibre PAS Tubagem que é inferior ou igual a 2 NPS. 3.1.87 solo-ar de interface S/A Uma área em que a corrosão externa pode ocorrer em tubo parcialmente enterrado. ObservaçãoO zona da corrosão irá variar dependendo de fatores como umidade, conteúdo de oxigênio do solo e operacional temperatura. A zona é geralmente considerado como sendo de 12 polegadas (305 mm) abaixo de 6 polegadas (150 mm) acima da superfície do solo. Tubo correndo em paralelo com a superfície do solo, que contacta com o solo está incluído.
3.1.88 carretel Uma seção da tubulação abrangidos por flanges ou outros acessórios de conexão, como os sindicatos. 3.1.89 espessura mínima estrutural Espessura mínima sem tolerância à c orrosão, com base em cargas estruturais e outros. 3.1.90 reparos temporários Reparos feitos para sistemas de tubulação, a fim de restaurar a integridade suficientes para continuar a operação segura até permanente reparos podem ser agendada e realizada dentro de um período de tempo aceitável para o inspetor ou engenheiro de tubulação. 3.1.91 tubulação de tancagem Tubulação de processo dentro de diques de tanques ou diretamente associado a um parque de tanques.
3.2 Siglas CML CUI
localização de monitoramento de condição corrosão sob isolamento, incluindo a corrosão sob tensão sob o isolamento
FRP
fibra de vidro plástico reforçado
LT
longo prazo
MOC
gestão da mudança
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API 570
MAWP
pressão máxima de trabalho permitida
MDR
relatórios de dados do fabricante
MT
técnica-partícula magnética
MTR
relatório de ensaio de material exame não destrutivo
NDE NPS
tamanho do tubo nominal (seguido, quando for o caso, pelo número específico designação da dimensão, sem um símbolo inch)
PQR
registro de processo de qualificação
PT
técnica de líquido penetrante
PWHT
após o tratamento térmico de soldagem
RBI
inspeção baseada em risco
RT
exame radiográfico (método) ou radiografia
RTP
termofixos plástico reforçado
PAS ST
tubulação de pequeno calibre curto prazo
SMYS
limite de escoamento mínimo especificado
UT
exame de ultra-som (método)
WPS
especificação do procedimento de soldagem
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Organização de Inspeção 4 Proprietário / Usuário 4.1 Geral Um proprietário / usuário de sistemas de condutas deve exercer o controle do programa de inspecção sistema de tubulação, inspeção freqüências, e manutenção e é responsável pela função de uma agência de inspeção autorizada nos termos com as disposições da API 570. A organização de inspeção proprietário / usuário também deve controlar as acti vidades relacionadas com a classificação, reparação e alteração de seus sistemas de tubulação. Devem ser estabelecidos envelopes operacionais Integrity (janelas) para os parâmetros do processo (físico e químico) que poderia afetar a integridade de equipamentos se não for devidamente controlada. Exemplos dos parâmetros do processo incluem temperaturas, pressões, velocidades de fluido, pH, vazões, taxas de químicos ou de injeção de água, os níveis de corrosão constituintes, composição química, etc parâmetros de processo chave para envelopes que operam i ntegridade deve ser identificadas e implementadas, os limites superior e inferior estabelecido, conforme a necessidade, e desvios destes limites devem ser levado ao conhecimento do pessoal de inspecção / engenharia. Especial atenção à integridade monitoramento operando envelopes também deve ser fornecido durante start -ups, desligamentos e perturbações do processo significativo.
4.2 Tubulação Inspetor Autorizado Qualificação e Certificação Inspetores de tubulação autorizados terão educação e experiência, de acordo com o Anexo A deste inspeção código. Inspetores de tubulação autorizadas serão certificados de acordo com as disposições do anexo A. Sempre que o termo Inspetor é usado neste código, refere-se a um inspector tubulação autorizado.
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4.3 Responsabilidades 4.3.1 Organização do proprietário / usuário 4.3.1.1 Sistemas e Procedimentos Uma organização proprietário / usuário é responsável por desenvolver, documentar, implementar, executar e avaliar sistemas de inspeção de tubulações e procedimentos de inspecção que atendam às exigências do presente código de inspeção. Est es sistemas e procedimentos estarão contidas em um sistema de gerenciamento de inspeção de garantia da qualidade / reparação e deve incluem: a) organização e elaboração de relatórios estrutura para o pessoal de inspeção; b) documentação e manutenção de inspeção e procedimentos de garantia da qualidade; c) documentar e relatar a inspeção e os resultados dos testes; d) desenvolver e documentar planos de ins pecção; e) desenvolver e documentar avaliações baseadas no risco; f) desenvolver e documentar os intervalos de inspeção adequados; g) a ação corretiva para inspeção e os resultados dos testes; h) auditoria interna para a conformidade com o manual de inspeção de garantia da qualidade; i) revisão e aprovação dos desenhos, cálculos e especificações para reparos, alterações e reratings; ) assegurar que todos os requisitos de competência para a inspeção de tubulação, reparos, alterações, e rerating são continuamente cumpridas; k) reportando-se ao inspetor tubulação autorizado qualquer processo de mudanças que possam afetar a integridade tubulação; requisitos l) de formação para o pessoal de inspeção sobre ferramentas de inspeção, técnicas e conhecimento técnico base; m) controles necessários para que soldadores e procedimentos só qualificados são usados para todos os reparos e alterações; n) controles necessários para que o pessoal e os procedimentos de EQM apenas qualificados são utilizados; o) controles necessários para que apenas os materiais em conformidade com a seção aplicável do Código ASME são utilizados par a reparos e alterações; p) controla necessário para que todas as medições de inspeção e equipamentos de teste são devidamente mantidas e calibrado; q) controles necessários para que o trabalho das organizações de inspeção de contrato ou de reparação de atender à mesma inspeção requisitos que a organização proprietário / usuário; r) requisitos de auditoria interna para o sistema de controle de qualidade para dispositivos de alívio de pressão.
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API 570
4.3.1.2 MOC O proprietário / usuário também é responsável pela implementação de um processo MOC eficaz que irá rever e controle de mudanças para o processo e para o equipamento. Um processo MOC eficaz é vital para o sucesso de qualquer integridade de tubulação programa de gestão, a fim de que o grupo de inspeção será capaz de antecipar as mudanças em corrosão ou outro variáveis de deterioração e alterar o plano de inspeção para explicar essas mudanças. O processo deve incluir o MOC materiais apropriados / experiência c orrosão e experiência, a fim de prever o que efetivamente mudanças podem afetar integridade da tubulação. O grupo de controlo deve estar envolvido no processo de aprovação de alterações que possam afectar de tubulação integridade. Alterações no hardware eo processo deve ser incluído no processo de MOC para garantir a sua eficácia.
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4.3.2 Tubulação Engenheiro O engenheiro de tubulação é responsável perante o proprietário / usuário para atividades que envolvam projeto, análise de engenharia, classificação, análise ou avaliação de sistemas de tubulação abrangidos pela API 570. 4.3.3 Reparação Organização Todos os reparos e alterações devem ser executadas por uma organização de reparo. A organização do reparo é responsável perante o proprietário / usuário e f ornecer os materiais, equipamentos, controle de qualidade e mão de obra necessária para manter e reparar os sistemas de tubulação de acordo com os requisitos da API 570. 4.3.4 Inspetor Autorizado Piping Quando inspecções, reparações ou alterações estão sendo realizados em sistemas de tubulação, um inspetor de tubulação autorizado deve é responsável perante o proprietário / usuário para determinar que os requisitos da API 570 em inspeção, o exame, a qualidade garantia e teste sejam atendidas. O inspector estar diretamente envolvido nas atividades de inspeção, que na maioria dos casos vai exigir atividades de campo para garantir que os procedimentos sejam seguidos. O inspetor também é responsável por estender o âmbito da inspecção (com a devida consulta engenheiros / especialistas), sempre que se justifique, dependendo da conclusões da inspecção. Se forem detectadas não conformidades, o inspetor é responsável por notificar o proprietário do usuário em tempo hábil e fazer o reparo apropriado ou o utras recomendações mitigadoras. O inspetor tubulação autorizado pode ser assistido na realização de inspeções visuais por outros devidamente treinados e pessoas qualificadas, que podem ou não podem ser certificadas inspetores de tubulação (por exemplo, examinadores e pessoal de operação). O pessoal que executa as EQMs deve atender as qualificações identificadas no 4.3.5, mas não precisa ser autorizado tubu lação inspetores. No entanto, todos os resultados dos exames devem ser avaliados e aceitos pelo inspetor tubulação autorizado. 4.3.5 Os examinadores 4.3.5.1 O examinador deverá realizar a EQM de acordo com as exigências da função. 4.3.5.2 O examinador não é obrigado a ser certificado de acordo com o anexo A e não precisa ser um empregado do proprietário / usuário. O examinador deve ser treinado e competente nos procedimentos EQM sendo usado e pode ser exigida pelo proprietário / usuário para provar competência, mantendo certificações nesses procedimentos. Exemplos de outras certificações que podem ser necessárias incluem ASNT SNT-TC-1A [1], ASNT CP-189 [2], e AWS QC1 [3]. 4.3.5.3 Empregador do examinador deve manter registros de c ertificação dos examinadores empregados, incluindo datas e os resultados da qualificação do pessoal. Estes registos devem estar disponíveis para o inspetor.
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4.3.6 Outros Pessoal Operacional, manutenção, engenharia ou outro pessoal de que tenham conhecimento ou experiência relacionada com especial particulares encanamentos deve ser responsável por notificação oportuna ao i nspector ou engenheiro de questões que podem afetar tubulação integridade, como a seguir: a) qualquer ação que requer MOC; b) operações fora definido envelopes que operam integridade; c) mudanças na fonte de matéria-prima e outros fluidos de processo; d) falhas de tubulação, as ações de reparação realizados e relatórios de análise de falha; métodos e) limpeza e descontaminação usados ou outros procedimentos de manutenção que possam afetar a tubulação e integridade do equipamento; f) relatos de experiências que outras plantas tiveram com tubulação de serviço semelhante e falhas de equipamentos associados; g) As condições incomuns que podem se desenvolver (por exemplo, ruídos, vazamentos, vibrações, etc.)
5 de inspeção, exame e teste de pressão Práticas 5.1 Planos de Inspecção 5.1.1 Desenvolvimento de um Plano de Inspeção 5.1.1.1 Será criado um plano de inspeção para todos os sistemas de tubulação no âmbito deste código. A inspeção plano deverá ser elaborado pelo inspector e / ou engenheiro. Um especialista em corrosão devem ser consultados quando necessário para esclarecer mecanismos de danos potenciais e locais específicos onde podem ocorrer degradação. Um especialista em corrosão deve ser consultado ao desenvolver o plano de inspeção para sistemas de tubulações que operam em temperaturas elevadas [Acima de 750 ° F (400 ° C)] e os sistemas de tubagem que operam abaixo da temperatura de transição dúctil -frágil para-.
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5.1.1.2 O plano de inspeção é desenvolvido a partir da análise de diversas fontes de dados. Encanamentos deve ser avaliados com base nos tipos de presentes ou possíveis de mecanismos de dano. Os métodos e a extensão do END deve ser avaliada para assegurar que eles podem ser identificados adequadamente o mecanismo de danos e da gravidade da lesão. Exames deve ser realizado em intervalos que consideram a: a) tipo de dano, - `, ```,,,,, `` ``- `-`,`,`, `,`
b) taxa de progressão de danos, c) a tolerância do equipamento para o tipo de dano, d) a capacidade do método de END para identificar os danos, e) intervalos máximos, tal como definido em códigos e normas, e f) extensão do exame. Além disso, o uso de RBI (ver 5.2) é recomendada quando o desenvolvimento dos planos de inspecção necessárias, e rever histórico operacional recente e registros MOC que podem afetar os planos de inspeção.
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API 570
5.1.1.3 O plano de inspeção deve ser desenvolvido usando as fontes mais adequadas de informação, incluindo aqueles referências listadas na Seção 2. planos de inspecção devem ser revistas e alteradas, se necessário, quando as variáveis que podem mecanismos de dano de impacto e / ou taxas de deterioração são identificados. Veja API 574 para mais i nformações sobre o desenvolvimento de planos de inspeção. 5.1.2 ndice Mínimo de um plano de inspeção O plano de inspeção deve conter as tarefas de inspeção e cronograma necessários para monitorar o dano identificado mecanismos e assegurar a integridade da pressão dos sistemas de tubulação. O plano deve: a) definir o tipo (s) de inspecção necessário, por exemplo, interno, externo em operação (não-intrusiva); b) identificar a próxima data de inspeção para cada tipo de inspeção; c) descrever os métodos de inspeção e técnicas de END; d) descrever a extensão e os locais de inspeção e NDE em CMLs; e) descrever os requisitos de limpeza de superfície necessários para inspeção e exames para cada tipo de inspeção; f) descrever os requisitos de qualquer teste de pressão necessária (por exemplo, tipo de teste, pressão de ensaio, temperatura de ensaio, e duração); e g) descrever todos os reparos necessários se conhecido ou previamente planejado antes da próxima inspeção. Planos de inspecção genéricos com base em padrões e práticas da indústria podem ser usados como ponto de partida para o desenvolvimento planos de inspecção específicas. O plano de inspeção podem ou não podem existir em um único documento, no entanto, o conteúdo do plano deve ser facilmente acessível a partir de sistemas de dados de inspeção. 5.1.3 Conteúdos adicionais de um plano de inspeção Planos de inspeção também pode conter outras informações para auxiliar na compreensão da justificativa para o plano e na exec ução o plano. Alguns desses detalhes podem incluir: a) descrever os tipos de dano previsto ou com experiência em sistemas de tub ulação; b) definir a localização do dano esperado; c) a definição de qualquer acesso especial e preparação necessária.
5.2 RBI RBI pode ser usado para determinar os intervalos de inspecção e o tipo ea extensão de futuros de inspeção / exames. Quando o proprietário / usuário optar por realizar uma avali ação RBI deve incluir uma avaliação sistemática, tanto do probabilidade ea conseqüência associado de falha, de acordo com API 580. API 581 [4] detalha um RBI metodologia que tem todos os elementos-chave definidos na API 580. Identificar e avaliar os mecanismos de dano potencial, a condição do equipamento atual e da eficácia do inspeções passadas são passos importantes para avaliar a probabilidade de falha de tubulação. Identificar e avaliar a processo fluido (s), de possíveis lesões, danos ambientais, danos ao equipamento e tempo de inatividade são passos importantes para avaliar a c onseqüência de falha de tubulação. Identificar envelopes que operam integridade para chave variáveis de processo é um complemento importante para a RBI (ver 4.1).
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5.2.1 Avaliação de Probabilidade A avaliação de probabilidade deve estar de acordo com API 580 e deve basear-se em todas as formas de danos que poderiam razoavelmente esperar que afetam os equipamentos em qualquer serviço particular. Exemplos desses mecanismos de dano são mostrados na Tabela 1. Além disso, a eficácia das práticas de controlo, ferramentas e técnicas utilizadas para encontrar o mecanismos de danos potenciais, deve ser avaliada. Outros fatores que devem ser considerados em uma avaliação de probabilidade são: a) adequação dos materiais de c onstrução; b) condições de projeto de equipamentos, em relação às condições de funcionamento; c) adequação dos códigos de projeto e as normas utilizadas; d) eficácia dos programas de monitoramento de corrosão; e) a qualidade de manutenção e inspeção de qualidade programas de controle de garantia / qualidade; f) tanto a pressão de retenção e os requisitos estruturais; g) condições de funcionamento tanto do pass ado e projetada. Dados de falha da tubagem será uma informação importante para essa avaliação na realização de uma avaliação de probabilidade. 5.2.2 Avaliação Consequence A conseqüência de uma liberação é dependente do tipo e da quantidade de fluido de processo contido no equipamento. O avaliação conseqüência devem estar de acordo com a API 580 e deve considerar os potenciais incidentes que possam ocorre como um resultado da libertação de fluido, o tamanho de uma libertação potencial, e do tipo de uma libertação potencia l (inclui explosão, incêndio ou exposição a substâncias tóxicas.) A avaliação deve também determinar os resultados potenciais que podem ocorrer como resultado da liberação ou danos no equipamento de líquidos, que podem incluir: efeitos sobre a saúde, impacto ambiental, adic ionais danos ao equipamento, o tempo de i natividade e processo ou desaceleração. 5.2.3 Documentação
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essencial que todas as avaliações RBI ser exaustivamente documentada de acordo com API 580 definindo claramente todas as fatores que contribuem tanto para a probabilidade e c onseqüência de uma falha do e quipamento. Após uma avaliação de RBI é conduzida, os resultados podem ser utilizados para estabelecer o plano de equipamento de inspecção e melhor defina o seguinte: a) a fiscalização mais adequada e EQM métodos, ferramentas e técnicas; b) a extensão da NDE (por exe mplo, percentagem de equipamentos para analisar); c) o intervalo para interno (quando aplicável), externo e inspecções no córrego; d) a necessidade de testes de pressão após o dano ocorreu ou após reparos / alterações foram concluídas; e) as medidas de prevenção e mitigação para reduzir a probabilidade e conseqüência de falha do equipamento. (por exemplo, reparos, alterações de processo, inibidores, etc.)
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API 570
5.2.4 Frequência de RBI Avaliações Quando as avaliações do RBI são usados para definir intervalos de equipamentos de inspeção, a avaliação deve ser actualizado após cada equipamentos de inspeção, conforme definido na API 580. RBI A avaliação deve também ser atualizado a cada processo ou t empo alterações de hardware são feitas ou após algum evento, que podem afetar signific ativamente as taxas de danos ou danos mecanismos. Os intervalos máximos entre as avaliações RBI estão descritos no item 6.3.2, Tabela 2.
5.3 Preparação para Inspeção 5.3.1 Geral Precauções de segurança devem ser incluídos na preparação de sistemas de tubulação para as atividades de inspeção e manutençã o para eliminar a exposição a fluidos perigosos, fontes de energia e riscos físicos. Regulamentos [por exemplo, aqueles administrados pelo Departamento de Segurança e Saúde Ocupacional dos E UA (OSHA)] governar muitos aspectos de sistemas de tubulação inspeção e devem ser seguidas quando aplicável. Além disso, os procedimentos de segurança proprietário / usuário 's deve ser revista e seguido. Veja API 574 para mais informações sobre os aspectos de segurança de inspeção de tubulação. Procedimentos para segregar sistemas de tubulação, a instalação de persianas (brancos), e teste de estanqueidade deve ser parte integrante de práticas de segurança para conexões flangeadas. Precauções de segurança apropriadas devem ser tomadas antes de qualquer sistema de tubulação é abriu e antes de alguns tipos de inspeção externa são executadas. Em geral, a secção de tubagem a ser aberto devem ser isolados a partir de todas as fontes de líquidos, gases nocivos, ou vapores e purgado para remover todo o óleo e tóxicas ou gases e vapores inflamáveis. 5.3.2 Inspeção de Equipamentos Preparação Todas as ferramentas, equipamentos e equipamentos de proteção individual utilizados durante o trabalho de tubulação (ou seja, inspeção, EQM, pressão testes, reparos e alterações) deve ser verificada por danos e / ou operacionalidade antes de usar. Equipamentos e NDE equipamento da organização reparação estão sujeitos aos requisitos de segurança proprietário / ' s usuários para equipamentos elétricos. Outro equipamento que possa ser necessária para o acesso ao sistema de tubulação, como tábuas, andaimes, e portátil escadas, devem ser verificados para adequação e segurança antes de serem utilizados. Durante a preparação de sistemas de tubulação para inspeção, equipamentos de protecção individual deve ser usado quando necessário por regulamentos, o proprietário / usuário, ou a organização de reparo. 5.3.3 Comunicação Antes de iniciar qualquer atividade de inspeção e manutenção do sistema de tubulação (EQM, teste de pressão, reparação ou alteração) o pessoal deve obter permissão do pessoal de operação responsáveis pela tubulação para trabalhar nas proximidades. Quando as pessoas estão dentro de grandes sistemas de tubulação, todas as pessoas que trabalham ao redor do equipamento deve ser informado de que pessoas estão trabalhando dentro da tubulação. Indivíduos que trabalham dentro da tubulação deve ser i nformado quando qualquer trabalho vai a ser feito no exterior da tubagem. 5.3.4 A tubulação de entrada Antes de entrar grande tubulação, o sistema de tubulação deve ser isolado a partir de todas as fontes de líquidos, gases, vapores, radiações, electricidade, mecânica e outras fontes de energia. O sistema de t ubulação deve ser drenado, purgado, limpos ventilado, gás testado e bloqueado / etiquetado para fora antes que ele é inserido. Procedimentos para assegurar ventilação segura contínua e precauções para garantir a segurança de evacuação egresso / emergência de pessoal do sistema de tubulação deve ser claramente comunicada a todos os envolvidos. Documentação destes precauções é necessária antes de qualquer entrada do sistema de tubulação.
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Antes de entrar em sistemas de tubulação, os indivíduos devem obter permissão de o pessoal de operação responsáveis. Onde necessária para a entrada em espaços confinados, equipamento de protecção individual deve ser usado que vai proteger os indivíduos de perigos específicos que possam existir no sistema de tubulação. 5.3.5 Registros comentário Antes de executar qualquer das inspecções necessárias, os inspectores deverão familiarizar-se com a história prévia do sistema de tubulação para as quais eles são responsáveis. Em particular, eles devem rever inspeção prévia do sistema de tubul ação resultados, reparos anteriores, plano de inspeção atual, e / ou outras inspeções de serviços similares. Além disso, é aconselhável verificar o histórico operacional recente que podem afetar o plano de inspeção. Os tipos de danos e falhas modos experimentada pelos sistemas de tubulação são fornecidos no API 571 [5] e API 579-1/ASME FFS-1.
5.4 Inspeção dos tipos e locais de Modos de danos de deterioração e falha 5.4.1 Equipamentos Tipos de Dano 5.4.1.1 Sistemas de tubagens são suscetíveis a diversos tipos de danos por vários mecanismos de danos. Típico tipos e mecanismos de danos são mostrados na Tabela 1. Tabela 1-Alguns tipos de tubulação de danos típicos e Mecanismos Tipo de dano Perda de metal Geral e local
Mecanismo de Danos Sulfidação Oxidação Corrosão microbiologicamente influenciada Corrosão ácido orgânico Erosão / erosão-corrosão Corrosão galvânica CUI
Superfície conectado craqueamento Fadiga Cáustico rachaduras corrosão Estresse Sulfeto de craqueamento Cloreto de corrosão sob tensão Ácido Polythionic corrosão sob tensão Outras formas de craqueamento ambiental Subsurface craqueamento
Hydrogen induzida rachaduras
Microfissuring / microalveolado formação
Alta ataque hidrogênio temperatura Deformação
Mudanças Metalúrgicos
Grafitização Temper fragilização
Bolhas
Hydrogen bolhas
Alterações dimensionais
Creep e tensão de ruptura Térmico
Propriedades de Materiais mudançasFratura frágil NOTEAPI 571 tem uma lista e descrição dos danos muito mais completo mecanismos experiente na indústria de refino e petroquímica.
5.4.1.2 A presença ou potencial de danos no equipamento é dependente do seu material de construção, desenho, condições de construção e de operação. O inspetor deve estar familiarizado com essas condições e com as causas e as características dos potenciais defeitos e mecanismos de danos associados com o equipamento que está sendo inspecionado.
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API 570
5.4.1.3 Informação detalhada sobre mecanismos de danos c omuns (fatores críticos, aparência e típico técnicas de inspeção e monitoramento) é encontrada na API 571 [5] e outras fontes de informação sobre os danos mecanismos incluídos na bibliografia. Práticas de inspecção recomendadas adicionais para tipos específicos de dano mecanismos estão descritos na API 574 [7]. 5.4.2 reas de Deterioração de Sistemas de tubulação Cada proprietário / usuário deve fornecer uma atenção específica à necessidade de inspeção de sistemas de tubulação que são suscetíveis a os seguintes tipos e zonas de deterioração específicos: a) pontos de injeção e pontos de mistura, b) DeadLegs, c) CUI, d) interfaces aéreas do solo, e) a corrosão específica e localizada serviço, f) a erosão e corrosão / erosão, g) craqueamento ambiental, h) a corrosão sob lonas e depósitos, i) trincas por fadiga, ) fluência rachaduras, k) fratura frágil, l) danos por congelamento, m) corrosão ponto de contacto. Consulte a API 571 e API 574 para obter informações mais detalhadas sobre os tipos acima apontadas e áreas de deterioração.
5.5 Tipos Geral de Inspeção e Vigilância Diferentes tipos de inspecção e vigilância são apropriados, dependendo das circunstâncias e do sistema de tubulação (Ver nota). Estes incluem o seguinte: //^ ": ^ "*": :$
a) inspecção visual interna, b) inspeção no fluxo, c) inspeção de medição de espessura, d) inspecção visual externo, e) inspecção CUI, f) vibrando inspeção de tubulação, - `, ```,,,,, ```` - `-`,`,`, `,`---
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g) Inspecção suplementar, h) Inspecção ponto de injeção. NOTESee Seção 6 para o intervalo / freqüência e extensão da inspeção. As imperfeições identificadas durante as inspecções e exames devem ser caracterizados, feito sob medida, e avaliados por Seção 7.
5.5.1 Inspeção Visual Interna Inspeções visuais internas não são normalmente realizados em tubulações. Sempre que possível e prático, visual interna inspeções podem ser agendadas para sistemas tais como linhas de transferência de grande diâmetro, dutos, linhas de catalisador, ou outro grande sistemas de tubulação de diâmetro. Estas inspecções são de natureza semelhante para pressionar inspecções dos navios e deve s er realizado com métodos e procedimentos semelhantes aos descritos no API 510 e API 574. inspeção remota visuais técnicas podem ser úteis ao inspecionar tubulações pequenas demais para entrar. Uma oportunidade adicional para inspeção interna é fornecida quando flanges da tubulação estão desconectados, permitindo visuais inspecção de superfícies internas, com ou sem o uso de EQM. A remoção de uma seção de tubulação e dividindo-o ao longo de sua central também permite o acesso a superfícies internas onde haja necessidade para tal inspeção. 5.5.2 Inspeção em operação A inspeção no fluxo pode ser exigido pelo plano de inspeção. Todas as inspeções no fluxo deve ser conduzida por ou um inspector ou examinador. Todos os trabalhos em operação inspeção realizada por um e xaminador devem ser autorizados e aprovado pelo inspector. Quando em operação inspeções do limite de pressão forem especificados, eles serão projetado para detectar os mecanismos de dano identifi cadas no plano de inspeção. A inspeção pode incluir várias técnicas de END para verificar se há vários tipos de danos. As técnicas utilizadas na sobreinspeções de fluxo são escolhidos pela sua capacidade de identificar determinados mecanismos de dano a partir do exterior e s ua capacidades para executar nas condições de fluxo do sistema de tubulação (por exemplo, temperaturas de metal). O externo inspeção de medição de espessura descri to em 5.5.3 abaixo pode ser uma parte de uma inspecção no córrego. API 574 fornece mais informações sobre a inspeção do sistema de tubulação e deve ser utilizado quando se realiza em operação inspeções de tubulação. 5.5.3 Medição de Espessura de Inspeção Medições de espessura são obtidos para verificar a espessura de componentes de tubulação. Esta informação é usada para calcul ar a taxas de corrosão e vida útil restante do sistema de tubulação. Medições de espessura devem ser obtidos pelo inspector ou o examinador na direção do inspetor. O proprietário / usuário deverá assegurar que todos os indivíduos que realizam espessura medições são treinados e qualificados de acordo com o procedimento aplicável utilizado durante o exame. Normalmente medições de espessura são tomadas enquanto a tubagem está em operação. Monitoramento on-corrente espessura é uma boa ferramenta para o monitoramento de corrosão e avaliar possíveis danos devido a mudanças operacionais processo ou. O inspector deve consultar com um especialista corrosão quando a taxa de corrosão de curto prazo muda significativamente de a taxa identificado anterior para determinar a causa. Respostas adequadas aos níveis de c orrosão acelerado incluir, leituras de espessura adicionais, exames UT em áreas suspeitas, monitoramento de corrosão / processo, as revisões das tubulação plano de inspeção e tratar não conformidades. - `, ```,,,, , ```` - `-`,`,`, `,`---
5.5.4 Inspeção Visual Externa
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Uma inspecção visual exterior, é realizada para determinar o estado do exterior dos tubos, o sistema de isolamento, sistemas de pintura e revestimento, e hardware associado; e para verificar se há sinais de desalinhamento, vibração e vazamento. Quando a acumulação de produtos de corrosão é observado em áreas de contacto de apoio de tubos, pode ser necessário levantar o tubo fora
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tais suportes para inspeção. Ao levantar tubulação que está em funcionamento, um cuidado extra deve ser exercido e consulta com um engenheiro pode ser necessário. Em vez de ou suplementar para levantar o tubo, os métodos de EQM apropriadas (por exemplo, onda guiada EMAT cordeiro de onda), podem ser utilizados. Inspeções de tubulações externas podem ser feitas quando o sistema de tubulação é inserviço. Consulte a API 574 para obter informações sobre a realização de inspecções externas. Inspeções de tubulação externa pode incluir inspecções por CUI 5.5.6.
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Inspeções externas incluem inquéritos para a condição de cabides e suportes de tubulação. Instâncias de rachado ou cabides quebrados, "fundo do poço" de suportes de mola, suporte sapatos deslocadas de membros de suporte, ou outros condições impróprias de retenção devem ser comunicados e corrigidos. Apoio pernas manequim verticais também deve ser verificada a confirmar que eles não tenham preenchido com água que está causando corrosão externa da tubulação de pressão ou interna corrosão da perna de suporte. Apoio pernas manequim horizontais também devem ser verificados para determinar que leve deslocamentos de horizontal não estão c ausando umidade armadilhas contra a superfície externa da tubulação de ativo componentes.
Bellows juntas de dilatação devem ser inspeccionados visualmente para deformações incomuns, desalinhamento, ou deslocamentos que pode exceder design. Componentes de tubulação padrão não (por exemplo, mangueiras flexíveis) podem ter diferentes mecanismos de degradação. Engenheiros especializados ou fontes de dados fabricante pode ter de ser consultados no desenvolvimento de planos de inspecção válidos para estes componentes. O inspector deve examinar o sistema de tubulação para a presença de quaisquer modificações ou reparos de campo temporária não previamente gravada nos desenhos de tubulação e / ou registros. O inspetor também deve estar alerta para a presença de qualquer componentes que podem ser inadequadas para operação de longo prazo, tais como flanges impróprias, reparações temporárias (grampos), modificações (mangueiras flexíveis), ou válvulas de especificação inadequada. Componentes de rosca e outro carretel com flange peças que podem ser facilmente removidos e reinstalados merecem uma atenção especial devido ao seu maior potencial de instalação de materiais incorretos de construção. A inspeção periódica externa pediu em 6.4 normalmente deve ser realizado pelo inspector, que também deve ser responsável pela manutenção de registros e reparação de inspeção. Pessoal de operação ou de manutenção qualificados também podem realizar inspecções externas, quando aceitáveis para o inspetor. Nesses casos, as pessoas c onduzindo tubulação externa inspeções de acordo com API 570 deve ser qualificado através de uma quantidade adequada de treinamento. Além dessas inspecções externas programadas que estão documentados em registros de inspeção, é benéfico para pessoal que freqüentam a área para denunciar a deterioração ou alterações ao inspector (ver API 574 para exemplos de tal deterioração). - `, ```,,,, , ```` - `-`,`,`, `,`---
5.5.5 Inspeção Externa de Equipamentos Enterrado Enterrado tubulação deve ser inspecionado para determinar sua condição de superfície externa. O intervalo de inspeção externa deve ser com base em informações obtidas taxa de corrosão: a) durante a atividade de manutenção sobre a ligação de tubagens de material similar; b) a partir do exame periódico de corpos de prova de c orrosão semelhante enterrados de materiais como; c) a partir de porções representativas da tubulação real; d) a partir de tubulação enterrado em circunstâncias semelhantes; e) a partir de dispositivos de monitoramento de espessura instaladas permanentemente; f) a partir de inspeções realizadas com equipamento visual remota, se possível; ou g) a partir dos resultados de pesquisas de proteção catódica.
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5.5.6 Inspeção CUI Inspeção para CUI será considerada para a tubulação externa isolamento em áreas ou faixas de temperatura que são suscetível a CUI como indicado na API 574. inspeções CUI pode ser conduzida como parte do externo inspeção. Se o dano CUI é encontrado durante a controlos no local, o inspetor deve inspecionar outras áreas suscetíveis a Equipamento. Embora o isolamento externo pode parecer estar em boas condições, os danos CUI ainda pode ser ocorrendo. Inspeção CUI pode exigir a remoção de alguns ou de todos de isolamento. Se coberturas externas estão em boas condições e não há nenhuma razão para danos suspeito por trás deles, não é necessário removê-los para a inspeção do equipamento. Danos CUI é muitas vezes bastante insidioso na medida em que pode ocorrer em áreas onde parece improvável. Considerações sobre a remoção de isolamento não estão limitados a, mas incluem: a) história de CUI para o sistema de tubulação específica ou sistemas de tubulação comparáveis; b) a condição visual do revestimento externo e isolamento; c) prova de fugas de fl uido (por exemplo, manchas ou vapores); d) se os sistemas de tubulação estão em serviço intermitente; e) condição / ano do revestimento externo, se conhecidos; f) comprovante de áreas com isolamento molhado; g) o tipo de isolamento utilizado e se esse isolamento é conhecido por absorver e reter a água. 5.5.7 vibratório Tubulação e Vigilância Movimento Linha Pessoal de operação deve reportar vibrando ou oscil ando tubulação de engenharia ou de inspeção pessoal para a avaliação. Evidências de movimentos linha significativos que poderiam ter resultado de golpes de líquido, golpe de líquido em linhas de vapor, ou expansão térmica anormal deve ser relatado. Em locais onde os sistemas de tubulação de vibração são restringidos para res istir tensões tubos dinâmicos (como em s apatos, âncoras, guias, struts, amortecedores, cabides), MT periódica ou PT deve ser considerado para verificar se há o aparecimento das trincas por fadiga. Derivações devem receber atenção especial particularmente tubulação de pequeno diâmetro unbraced ligado ao tubo vibrar. 5.5.8 Inspeção Suplementar Outros controlos podem ser agendadas conforme apropriado ou necessário. Exemplos de tais inspeções incluem o uso periódico de radiografia e / ou termografia para verifi car se há entupimento ou entupimento interno, a termografia para verificar se há pontos quentes em sistemas alinhados refratários, inspeções adicionais após relatados distúrbios de unidades de processo, verificação de dados previamente medidos de precisão, inspeção para craqueamento ambiental e qualquer outro mecanismo de dano específico de tubulação. Acústico emissão, de detecção de fugas acústico, e termografia pode ser utilizado para a detecção e controlo remoto vazamento. Áreas suscetível à erosão localizada ou erosão-corrosão devem ser inspecionados usando inspeção visual internamente se possível ou usando radiografia. Varrimento das zonas com UT é também uma boa técnica e deve ser utilizado se a linha estiver maior do que o NPS 12. Inspeção 5.5.9 Ponto de Injeção Pontos de injeção são por vezes sujeitos a corrosão acelerada ou localizada de funcionamento normal ou anormal condições. Aqueles que são podem ser tratados como circuitos de inspecção separadas, e estas áreas precisam ser inspecionadas completamente em uma programação regular.
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ou 12 polegadas mínimo o que for maior
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Figura 1-Injection típica Ponto Piping Circuit Ao designar um circuito ponto de injeção, para efeitos de fiscalização, o limite recomendado a montante da circuito ponto de injeção é um mínimo de 12 polegadas (300 mm) ou três diâmetros de tubo a montante do ponto de injeção, o que for maior. O limite recomendado de circuito a jusante do ponto de injecção é a segunda alteração no fluxo direção além do ponto de injeção, ou 25 pés (7,6 m) além da primeira mudança na direção do fluxo, o que for menor. Em alguns casos, pode ser mais apropriado para estender este circuito para a próxima peça de equipamento de pressão, como mostrado na Figura 1. A escolha dos locais de medição de espessura (TMLS) dentro de circuitos ponto de injeção sujeitos a corrosão localizada deve estar de acordo com as seguintes diretrizes: a) estabelecer TMLS em acessórios apropriados dentro do circuito ponto a injeção, b) estabelecer TMLS na parede do tubo n o local do tubo de parede esperado impacto do fluido i njetado, c) estabelecer TMLS em pontos intermédios ao longo da tubulação em linha reta mais longa no circuito ponto a injeção pode ser necessária, d) estabelecer TMLS em ambos os limites a montante e a jusante do circuito de ponto da injecção.
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Os métodos preferidos para a inspecção de pontos de injecção são radiografia e / ou UT, como apropriado, para estabelecer o espessura mínima em cada TML. Pode ser utilizado perto medições grade de ultra -sons ou de varrimento, enquanto As temperaturas são apropriados. Para algumas aplicações, é benéfica para remover bobinas de tubagens para facilitar a inspecção visual da superfíci e interior. No entanto, medições de espessura ainda serão necessários para determinar a espessura restante. Durante as inspecções periódicas programadas, mais extensa inspeção deve ser aplicada a uma área a partir de 12 polegadas (300 mm) a montante do bocal de injecção e continuando por pelo menos dez diâmetros de tubo a jusante da injecção ponto. Além disso, medir e registrar a espessura em todos os TMLS dentro circuito ponto a injeção.
5,6 CMLs 5.6.1 Geral CMLs áreas específicas ao longo do circuito de tubulação onde as inspecções estão a ser feitas. A natureza da CML varia de acordo com a sua localização no sistema de tubulação. A seleção de CMLs deve considerar o potencial para localizada corrosão e à corrosão específica de serviço, tal como descrito em API 574 e API 571. Exemplos de diferentes tipos de CMLs incluem locais para medição de espessura, locais de stress cracking exames, locais para CUI e locais para exames de ataque de hidrogénio a altas temperaturas. 5.6.2 Monitoramento CML Cada sistema de tubulação deve ser monitorado em CMLs. Circuitos de tubulação com altos potenciais conseqüências da falha dev e ocorrer e aqueles sujeitos a taxas de corrosão mais elevadas ou corrosão localizada, normalmente, têm mais CMLs e ser monitorizados mais frequentemente. CMLs devem ser distribuídos de forma adequada ao longo de cada ci rcuito de tubulação. CMLs pode ser eliminado ou reduzido número em determinadas circunstâncias, tais como olefinas planta tubulação lado frio, anidro tubulação de amônia, produto limpo noncorrosive de hidrocarbonetos, ou tubulação de alta liga para a pureza do produto. Em circunstâncias onde CMLs será substancialmente reduzida ou eliminada, pessoas com conhecimento em corrosão deve ser consultado. A espessura mínima em cada CML pode ser localizado por varrimento de ultra-sons ou radiografia. Eletromagnético técnicas também podem ser utilizadas para identificar áreas finas que podem então ser medidos por radiografia ou UT. Quando realizado com UT, a digitalização consiste em tomar várias medidas de espessura na CML procurando afinamento localizado. A leitura mais fina ou uma média de várias leituras de medição feita dentro da área de um ponto exame será gravado e usado para calcular as taxas de corrosão, mantendo-se a vida, ea próxima data de inspeção de acordo com a Seção 7. Quando adequado, as medições da espessura deve incluir medições em cada um dos quatro quadrantes, na tubulação e acessórios, com especial atenção para o raio dentro e fora de cotovelos e tees onde a co rrosão / erosão poderia aumentar as taxas de corrosão. No mínimo, a leitura mais fina ea sua localização deve ser gravado. A taxa de corrosão / dano deve ser determinado a partir de medições sucessivas e próximo intervalo de inspeção de forma adequada estabelecida. As taxas de corrosão, os intervalos de vida e na próxima inspeção restantes devem ser calculadas para determinar a limitando componente de cada circuito de tubulação. Devem ser estabelecidos CMLs para áreas com continuidade CUI, corrosão em interfaces S / A, ou em outros locais de potencial corrosão localizada, bem como para, a c orrosão geral uniforme. CMLs devem ser marcados em desenhos de inspeção e no sistema de tubulação para permitir medições repetitivas no CMLs mesmos. Este procedimento de gravação fornece dados para determinação da taxa de corrosão mais precisos. A taxa de corrosão / danos será determinada a partir de medições sucessivas e próximo intervalo de inspeção de forma adequada estabelecida com base na vida útil restante ou análise RBI.
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5.6.3 CML Seleção Na seleção ou o ajuste da quantidade e localização de CMLs, o inspector deve ter em conta os padrões de corrosão que seria esperado e foram experimentados na unidade de processo. A decisão sobre o tipo, número e localização dos CMLs deve considerar os resultados a partir de inspecções anteriores, os padrões de corrosão e danos que seja m esperado ea conseqüência potencial da perda de contenção. CMLs deve ser distribuído adequadamente todo o sistema de tubulação para fornecer c obertura monitoramento adequado dos componentes principais e bicos. Medições de espessura em CMLs visam estabelecer as taxas gerais e loc alizadas de corrosão em diferentes seções dos circuitos de tubulação. A número mínimo de CMLs são aceitáveis quando a taxa de corrosão é estabelecido baixo e a corrosão não é localizada.
Um número de processos de corrosão comum para unidades de refinação e petroquímicas são relativamente uniforme na natureza, resultando em uma taxa relativamente constante de tubo de redução independente da localização parede dentro do circuito da tubulação, seja axialmente ou circunferencial. Exemplos de tais fenómenos de corrosão incluem enxofre corrosão a alta temperatura e água ácida corrosão (velocidades fornecidas não são tão altos a ponto de causar corrosão / erosão dos cotovelos, T, e outros semelhantes itens). Nestas situações, o número de CMLs requeridas para controlar um circuito será menor do que o exigido para monitorar circuitos sujeitos à perda de metal mais localizada. Em teoria, um circuito sujeito a corrosão poderia ser perfeita mente uniforme acompanhamento adequado com um único CML. Na realidade, a corrosão nunca é verdadeiramente uniforme e na verdade pode ser muito localizada, CMLs modo adicional pode ser exigido. Os inspectores devem usar seu conhecimento (e de outros) da unidade de processo para otimizar a seleção CML para cada circuito, equilibrando o esforço de coleta de dados com os benefícios proporcionados pela dados. Mais CMLs deve ser seleccionada para sistemas de tubagens com uma das seguintes características: a) maior potencial para a criação de um segurança ou de emergência ambiental em caso de vazamento; b) maior esperado ou experimentado taxas de c orrosão; c) maior potencial de corrosão localizada; d) mais complexidade em termos de acessórios, ramos, Deadlegs, pontos de injeção e outros i tens semelhantes; e) maior potencial para CUI. Menos CMLs pode ser selecionado para sistemas de tubulação com qualquer um dos seguintes três características: a) baixo potencial para a criação de um segurança ou de emergência ambiental em caso de vazamento; b) sistemas de tubulação relativamente não c orrosivos; c), sistemas de tubulação reta de longo prazo. CMLs pode ser eliminado dos sistemas de tubagens com uma das seguintes características: a) extremamente baixo potencial para a criação de um segurança ou de emergência ambiental em caso de vazamento; b) Sistemas de não corrosivos, como demonstrado pela história ou serviço similar; e c) Os sistemas que não estão sujeitos a alterações que podem causar corrosão, como demonstrado pela história e / ou revisões periódicas.
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Cada CML deve ter pelo menos um ou mais pontos de exame identificados. Os exemplos incluem: - Locais marcados na tubulação não isolada usando stencils pintura, stencils de metal, ou etiquetas; - buracos cortados no isolamento e ligados com as capas; - Isolamento temporário cobre para bicos acessórios, etc; - Isométricos ou documentos que mostram CMLs; - Dispositivos de identificação por rádio frequência (RFID). / / ^: ^ ^ # ^ ~ ^ ^ "" ~: @ ": ^ * ^ ~ $ ~" #: * ~ ^: # "*": #: ~ ~ "^ ~: ^: @: ~ * : $ "\ \
Identificação cuidadosa dos CMLs e pontos de exame são necessárias para melhorar a precisão e repetibilidade do dados. Especialistas de corrosão devem ser c onsultados sobre a colocação eo número de CMLs apropriado para sistemas de t ubulação susceptíveis à corrosão localizada ou rachaduras, ou em circunstâncias em que CMLs será substancialmente reduzida ou eliminado.
Métodos de Monitoramento 5,7 Condição 5.7.1 UT e RT ASME BPVC Seção V, artigo 23, e Seção SE-797 fornecer orientações para a realização de espessura ultra-sônico medições. São preferidos técnicas perfil radiográfico para encanamentos de diâmetro NPS 1 e menor. Ultrasonic medições de espessura taken on pequeno tubo de diâmetro menor (NPS 2 e abaixo) pode exigir equipamentos especializados (por exemplo, transdutores de miniatura e / ou sapatos curvas, bem como os blocos de calibração específicos de diâmetro). Perfi l radiográfico podem ser usadas técnicas para localizar áreas a ser medido, particularmente em sistemas isolados ou onde não uniforme ou é suspeita de corrosão localizada. Onde prático, UT, em seguida, pode ser utilizado para se obter a espessura real das áreas de ser gravada. Após leituras de ultra -som em CMLs, reparação adequada de isolamento e isolamento revestimento tempo está recomendado para reduzir o potencial de CUI. Técnicas perfil radiográfico, que não exigem a remoção isolamento, pode ser considerada como uma alternativa. Veja API 574 para obter informações adicionais sobre o monitoramento de espessura métodos para a tubulação. Quando a corrosão em um sistema de tubulação é não uniforme ou a espessura restante está se aproximando do mínimo exigido de espessura, medição da espessura adicional pode ser necessária. Radiografia ou digitalização de ultra-som são os preferidos métodos em tais casos. Quando as medições ultra-sónicas são levadas acima de 150 ° F (65 ° C), instrumentos, couplants, e os procedimentos devem ser utilizado que irá resultar em medições precisas às temperaturas mais elevadas. Se o processo não compensar As temperaturas mais elevadas, as medições deverão ser ajustadas pelo factor de correcção de temperatura apropriada. Inspectores devem ter conhecimento das possíveis fontes de imprecisões de medição e fazer todos os esforços para eliminar a s ua ocorrência. Como regra geral, cada uma das técnicas NDE terá limites práticos no que diz respeito à precis ão. Fatores que podem contribuir para a precisão reduzida das medições ultra-sónicas incluem o seguinte: a) calibração de instrumentos imprópria; b) revestimentos externos ou escala; c) a rugosidade da superfície significativa; d) de balanço da sonda (na superfície curva);
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e) falhas materiais de subsuperfície, tais como lâminas; f) efeitos da temperatura [a temperaturas acima de 150 ° F (65 ° C)]; g) Resolução imprópria nas telas do detector; h) uma espessura inferior a 1/8 polegadas (3,2 mm) para típicas calibres de espessura digital; i) acoplamento indevido de sonda para a superfície (muito ou pouco acoplador). Além disso, deve ser mantido em mente que o padrão de corrosão pode ser não uniforme. Para as determinações da taxa de corrosão para ser válida, é importante que as medições no ponto mais fino ser repetido tanto quanto possível, ao mesmo localização. Em alternativa, a um mínimo de leitura ou uma média de várias leituras num ponto exame pode ser considerado. Quando os sistemas de tubulação estão fora de serviço, medições de espessura pode ser tomada através de aberturas com paquímetro. Compassos são úteis para determinar espessuras aproximadas de peças fundidas, peças forjadas, e corpos de válvula, bem como pi t aproximações profundidade de CUI na tubulação. Dispositivos de medição de profundidade do poço pode também ser usado para determinar a profundidade da perda de metal localizada. 5.7.2 Outras técnicas de END para s istemas de tubagens Além do monitoramento de espessura, outras técnicas de exame pode ser apropriado para identificar ou monitor para outro tipos específicos de mecanismos de dano. Ao selecionar a técnica (s) para usar durante a inspeção de tubulação, o possível tipos de danos para cada circuito de tubagem deve ser tida em consideração. O inspector deve consultar com um especialista em corrosão ou um engenheiro para ajudar a definir o tipo de dano, a técnica NDE ea extensão do exame. API 571 [5] também contém algumas orientações gerais sobre técnicas de inspeção que são apropriados para dano diferente mecanismos. Exemplos de técnicas de END que podem ser de uso incluem o seguinte. a) o exame de partículas magnéticas para fendas e outras descontinuidades lineares que se estendem para a superfície do material nos materiais ferromagnéticos. ASME BPVC, Seção V, artigo 7 º [8], fornece orientação sobre a realização de MT exame. b) exame de líquido penetrante para a divulgação de buracos rachaduras, porosidade, ou pinos, que se estendem para a superfície do material e para delinear outras imperfeições da superfície, especialmente em materiais não magnéticos. ASME BPVC, Seção V, artigo 6 [8], fornece orientação sobre a realização de exame PT. c) RT para a detecção de imperfeições internas, tais como porosidade, inclusões de escória de solda, rachaduras, e espessura de componentes. ASME BPVC, Seção V [8], o artigo 2 º, fornece orientação sobre a realização de RT. d) Ultrasonic detecção de falhas para detectar rachaduras quebra internas e de superfície e outras descontinuidades alongados. ASME BPVC, Seção V, artigo 4 º, artigo 5 º, e do artigo 23 [8], fornecer orientações sobre a realização de UT. e) alternada técnica de exame atual fluxo de dispersão para a detecção de fissuras de quebra de superfície e alongada descontinuidades. f) Eddy atual exame para a detecção de perda localizada metal, rachaduras e descontinuidades alongados. ASME BPVC, Seção V, artigo 8 º [8], fornece orientação sobre a realização de exame de corrente parasita. g) O campo replicação metalográfico para a identificação de alterações metalúrgicas. h) acústica exame de emissão para a detecção de defeitos estruturais significativas. ASME BPVC, Seção V, Artigo 11 e do artigo 12 [8], fornece orientação sobre a realização de exame de emissão acústica. - `, ```,,,, , ```` - `-`,`,`, `,`---
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i) Termografia para determinar a temperatura de componentes. ) Vazamento de testes para detecção de defeitos através de espessura. ASME BPVC Seção V, artigo 10 [8], fornece orientação sobre realização de testes de vazamento. k) de longo alcance UT para a detecção de perda de metal. 5.7.3 Preparação da superfície para NDE Preparação de superfície adequada é importante por exame visual adequada e para o cumprimento satisfatório da maioria métodos de análise, tais c omo as mencionadas acima. O t ipo de preparação de superfície necessária depende do circunstâncias individuais e técnica EQM, mas os preparativos superfície, tais como escova de aço, jateamento, chipping, trituração, ou uma combinação destas preparações pode ser necess ária. Conselhos de especialistas EQM pode ser necessária a fim de selecionar e aplicar a p reparação de superfície adequada para cada NDE técnica individual. 5.7.4 UT cisalhamento Onda Examinadores O proprietário / usuário deverá especificar onda UT cisalhamento examinadores qualificados da indústria, quando o proprietário / usuário requer a seguinte: a) a detecção da superfície interior (ID) quebrando falhas ao inspeccionar a partir da superfície exterior (OD); ou b) a detecção, caracterização e / ou de colagem através de parede de defeitos. Exemplos de aplicação para o uso de ondas de cisalhamento UT examinadores qualificados da indústria incluem plaina de detecção e dimensionamento falhas a partir da superfície externa e coleta de dados para avaliação de aptidão ao serviço.
5.8 Teste de pressão de Sistemas de Tubulação-Geral Testes de pressão não são normalmente realizados como parte de uma inspeção de rotina (ver 8.2.6 para requisitos de teste de pressão para reparos, alterações e re-rating). As exceções a esta incluem requisitos da Guarda Costeira dos EUA por mais de água tubulação e requisitos de jurisdições locais, alterações após soldadas ou quando especificados pelo inspector ou tubulação engenheiro. Quando eles são realizados, os testes de pressão devem ser realizados de acordo com as exigências da ASME B31.3. Considerações adicionais para testes de pressão são fornecidos na API 574, API 579-1/ASME FFS-1 e ASME CCP-2. Testes de pressão mais baixos, que são utilizados apenas para a tensão de sistemas de tubulação, pode ser realizada a pressões designado pelo proprietário / utilizador.
Testes de pressão são normalmente realizada em um circuito de tubulação inteira. No entanto, sempre práticos testes de pressão, de componentes / secções individuais pode ser realizada em vez de todo o circuito (por exemplo, uma secção de tubagem de substit uição). Uma engenheiro deve ser consultado quando um teste de pressão de componentes de tubulação / seções é para ser realizado (incluindo a utilização de dispositivos de isolamento) para garantir que ele é adequado para a finalidade pretendida. Quando é necessário um teste de pressão, deve ser realizada depois de qualquer tratamento térmico. Antes de aplicar um teste hidrostático, as estruturas de apoio e projeto da fundação deve ser revista por um engenharia para assegurar que eles são adequados para a carga hidrostática. NOTA O proprietário / utilizador é alertado para não ultrapassar 90% do SMYS para o material à temperatura de teste e especialmente para equipamentos utilizados em serviço de elevada temperatura.
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5.8.1 Teste Fluídos O fluido de teste deve ser a água, a menos que haja a possibilidade de dano devido à c ongelação ou outros efeitos adversos de água no sistema de encanamentos ou o processo ou a não ser que a água teste vai ser contaminados e sua disposiç ão vai apresentar problemas ambientais. Em qualquer caso, um outro líquido não tóxico adequado pode ser utilizado. Se o líquido está inflamável, seu ponto de inflamação deve ser de pelo menos 120 ° F (49 ° C) ou superior, e serão levadas em conta para o efei to de o ambiente de teste do fluido de teste. Tubagem fabricada de ou tendo componentes de aço inoxidável série 300 deve ser hydrotested com uma solução feita -se de água potável (ver nota), água ou vapor condensado de-ionized/de-mineralized ter um cloreto total concentração (concentração de cloro livre não) de menos do que 50 ppm. NOTA A água potável neste contexto segue a prática dos EUA, com 250 partes por milhão de cloreto máximo, higienizadas com cloro ou ozônio.
Para sensibilizado austenítico aço inoxidável tubulação sujeitos a polythionic rachaduras corrosão sob tensão, deve ser dada ao uso de uma solução alcalina de água para teste de pressão (ver NACE RP 0170). Se um ensaio de pressão é para ser mantida durante um período de tempo e o fluido de teste no sistema é sujeito a térmico expansão, devem ser tomadas precauções para evitar o aumento de pressão além da especificada. Após o teste estiver concluído, a tubulação deve ser bem drenado (todas as aberturas de alto ponto deve ser aberto durante drenagem), ar soprado, ou de outra forma seca. Se a água potável não está disponível ou se a drenagem imediata e secagem não é possível, de água com um nível de cloreto muito baixo, um pH mais elevado (> 10), e a adição do inibidor pode ser considerado para reduzir o risco de corrosão e corrosão induzida microbiologicamente.
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5.8.2 Os testes de pressão pneumática Um pneumático (ou hidropneumático) ensaio de pressão pode s er usado quando for impraticável devido ao teste hidrostático temperatura, estrutural, ou as limitações dos processos. No entanto, o potencial de riscos para pessoas e bens de pneumático ensaio deve ser considerado quando se realizar um teste. No mínimo, as precauções de inspeção contidas em ASME B31.3 devem ser aplicadas em qualquer teste pneumático. 5.8.3 Teste de temperatura e Considerações fratura frágil temperatura ambiente, de carbono e de baixa liga, e outros aços, incluindo os aços de alta liga fragilizado por serviço exposição, podem ser suscetíveis a falha frágil. Uma série de falhas foram atribuídas a fratura frágil de aços que foram expostos a temperaturas inferiores à sua temperatura de transição e a pressões superiores a 25% do pressão de teste hidrostático necessário ou 8 ksi de estresse, o que for menor. A maioria das fraturas frágeis, no entanto, ter ocorrido na primeira aplicação de um nível elevado de stress (o primeiro teste hidrostático ou sobrecarga). O potencial de uma falha quebradiça será avaliada por um engenheiro, antes do teste hidrostático, ou especialmente, antes do teste pneumático, devido à maior energia potencial envolvida. Deverá ser dada especial atenção ao testar aços de baixa liga, especialmente 21/4Cr-1Mo, porque eles podem ser propensas a fragilização temperamento. / / ^: ^ ^ # ^ ~ ^ ^ "" ~: @ ": ^ * ^ ~ $ ~" #: * ~ ^: # "*": #: ~ ~ "^ ~: ^: @: ~ * : $ "\ \
Para minimizar o risco de ruptura frágil, durante um ensaio de press ão, a temperatura do metal deve ser mantida pelo menos 30 ° F (17 ° C) acima do MDMT para a tubagem que é mais do que 2 polegadas (5 cm) de espessura, e de 10 ° F ( -6 ° C) acima do MDMT para tubagem que tem uma espessura de 2 polegadas (5 cm) ou menos. A temperatura de teste não necessita de ser superior a 120 ° F (50 ° C) a menos que haja se informações sobre as características frágeis do material de construção de tubulação, indicando uma temperatura de ensaio mais elevada é necessário. 5.8.4 Precauções e Procedimentos Durante um teste de pressão, onde a pressão de teste irá exceder a pressão de ajuste da válvula de alívio de pressão em uma t ubulação sistema, a válvula de alívio de pressão ou de válvulas deve ser removido ou estampada para a duração do teste. Como
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alternativa, cada disco da válvula deve ser pressionada por uma braçadeira de teste devidamente projetado. A aplicação de uma carga adicional a mola da válvula, girando o parafuso de ajuste é proibida. Outros acessórios que são incapazes de resistir à pressão de ensaio, tais como óculos de Gage, medidores de pressão, juntas de dilatação, e discos de ruptura, devem ser removido ou apagado. Linhas contendo juntas de expansão que não podem ser removidos ou isolados podem ser testados em um pressão reduzida, de acordo com os princípios da ASME B31.3. Se as válvulas de bloqueio são usadas para isolar uma tubagem sistema para um teste de pressão, o cuidado deve ser usado para não exceder a pressão permissível assento, conforme descrito no ASME Dados do fabricante da válvula B16.34 ou aplicáveis. Após a conclusão do teste de pressão, dispositivos de alívio de pressão de as configurações adequadas e outros acessórios removido ou tornado inoperante durante o ensaio de pressão deve ser reinstalado ou reativado. Antes de aplicar a um ensaio de pressão, devem ser tomadas em consideração as precauções e procedimentos adequados para assegurar o segurança do pessoal envolvido com o teste de pressão. Uma inspeção visual perto de componentes de tubulação não deve ser realizada até que o equipamento de pressão é igual ou inferior ao PMSA. Esta avaliação é especialmente importante para o servi ço de intubulação. 5.8.5 Alternativas de teste de pressão Apropriada NDE devem ser especificados e conduzida quando um teste de pressão não é executada depois de uma grande reparação ou alteração. Substituindo procedimentos EQM para um teste de pressão após uma alteração só é permitida após o engenheiro e Inspetor aprovaram a substituição.
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Para os casos em que UT é substituído por inspeção radiográfica, o proprietário / usuário deverá especificar qualificada indústria UT examinadores de ondas de cisalhamento ou a aplicação de ASME B31 Código de caixa 179/181, conforme o caso, para soldas de fechamento que não ter sido testado sob pressão e para reparos de solda identific ados pelo engenheiro ou inspetor.
5.9 Verificação de materiais e Rastreabilidade Durante os reparos ou alterações para sistemas de tubulação de material de liga, onde o material da liga é necessária para manter a pressão contenção, o inspector deve verificar se a instalação de novos materiais é consistente com o selecionado ou especificado materiais de construção. Este programa de verificação de material deve ser compatível com API 578. Utilizando a avaliação de riscos procedimentos, o proprietário / usuário pode fazer essa avaliação por verificação de 100%, o teste de PMI em certas situações críticas, ou por amostragem de uma percentagem dos materiais. Teste PMI pode ser realizado pelo inspector ou o examinador com o uso de métodos adequados, tal como descrito em API 578. Se um componente do sistema de tubulação deve falhar, pois um material incorreto foi inadvertidamente substituído para o bom material de tubulação, o inspector deve considerar a necessidade de uma verificação de materiais de tubulação existentes. A e xtensão da uma verificação posterior dependerá circunstâncias como as consequências do fracasso ea probabilidade de mais erros materiais. O proprietário / usuário deve avaliar a necessidade e extensão da aplicação de um programa de verificação de material consis tente com API 578 tratar de substituição de materiais inadvertida em sistemas de tubulação de liga existentes. Um programa de verificação de material consistente com a API 578 pode incluir procedimentos para a priorização e classificação de risco dos c ircuitos de tubulação. Essa avaliação podem levar a testes PMI retroactivo, como descrito no API 578, para confirmar que os materiais instalados são consistentes c om o serviço pretendido. Componentes identificados durante esta verificação de que não satisfazem os critérios de aceitação do PMI programa de testes (como na API 578, Seção 6) seriam direcionados para a substituição. O proprietário / usuário e autorizada Inspetor de tubulação, em consulta com um especialista em corrosão, estabelecerá um cronograma para a substituição daqueles componentes. O inspetor autorizado deve usar periódica NDE, se necessário, sobre os componentes identificados até o substituição.
5.10 Inspeção de Válvulas Normalmente, as medições de espessura não são rotineiramente taken on válvulas em circuitos de tubulação. O corpo de válvula é normalmente mais espessa do que outros componentes de tubulação, por razões de design. No entanto, quando as válvulas são desmontados para manutenção e Direitos de autor American Petroleum Institute Oferecido pela IHS sob licença com API Proibida a reprodução ou rede p ermitida sem licença da IHS
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reparação, o pessoal da loja deve examinar visualmente os componentes da válvula para quaisquer padrões incomuns de corrosão ou desbaste e, quando indicado, relatar essa informação para o inspetor. Corpos de válvulas que estão expostos a significativa ciclos de temperatura (por exemplo, a regeneração unidade catalítica reforma e limpeza a vapor) deve ser examinada periodicamente para fissuração por fadiga térmica. Se válvulas de gaveta são conhecidos por serem ou são suspeitos de serem expostos a grave ou i ncomum de corrosão e erosão, espessura leituras devem ser realizadas no corpo entre os bancos, uma vez que esta é uma área de al ta turbulência e de alta stress. As válvulas de controle ou outras válvulas de estrangulamento, particularmente em serviços de drop-and-lama de alta pressão, pode ser suscetível a localizada corrosão / erosão a jusante do corpo do orifício. Se houver suspeita de tal perda de metal, a válvula deve ser removido da linha para inspecção interna. O interior da flange a jusante e tubagem também deve ser inspecionado para perda de metal local. - `, ```,,,, , ```` - `-`,`,`, `,`---
Quando os testes de pressão do corpo e / ou fechamento da válvula são realizadas após o serviço, eles devem ser conduzidos em de acordo com a API 598. Válvulas de retenção críticos devem ser visualmente e internamente inspecionados para garantir que eles vão parar de reversões de fluxo. Uma exemplo de uma válvula de retenção crítico pode ser a válvula de retenção localizado na saída de um de vários estágios, alta cabeça bomba de carga hidroprocessamento. A falha de uma válvula de retenção, tais operar corretamente pode resultar em overpressuring o tubulação durante uma reversão de fluxo. O método normal de inspeção visual deve incluir os seguintes itens. a) Verificar para assegurar que a palheta é livre para mover-se, conforme o caso, sem frouxidão além da tolerância devido ao desgaste. b) A paragem de língua não deve ter desgaste além da tolerância. Isso irá minimizar a probabilidade de que a palheta vai mover para além da posição central de ponto morto superior e permanecem numa posição aberta, quando a válvula de retenção está montado numa posição vertical. c) A porca palheta deve ser presa ao parafuso da chapeleta para evitar recuando em serviço. Verificações de vazamento de válvulas de retenção críticos, normalmente, não são necessários, mas podem ser considerados para circunstâncias especiais.
5.11 em serviço de Inspeção de Soldas Inspeção de qualidade de s olda de tubulação é normalmente realizada como parte dos requisitos para a nova construção, reparação, ou alterações. No entanto, as soldas são frequentemente inspecionados quanto a corrosão, como parte de uma inspeção radiográfica perfil ou como parte de inspeção interna. Quando preferencial corrosão da solda é observado, soldas adicionais no mesmo circuito ou sistema deve ser examinado para a corrosão. API 577 [12] fornece orientações sobre inspeção de solda. Devido às diferentes capacidades e características dos vários métodos de EQM para encontrar falhas, usando um método de END que é diferente daquela utilizada durante a fabricação original pode revelar falhas pré-existentes que não foram causados por inexposição de serviços (por exemplo, aplicação de UT e MT para inspeção em serviço quando apenas RT foi aplicado durante a fabricação). Por esta razão, muitas vezes é uma boa prática para especificar os tipos de NDE durante a fabricação original que o propr ietário do usuário pretende aplicar durante as inspeções em serviço. Na ocasião, os exames radiográficos de perfil soldas que foram em serviço pode revelar uma falha na solda. Se imperfeições crack como são detectados enquanto o sistema de tubulação está em funcionamento, além de inspeção de qualidade de solda radiografia e / ou UT deve ser usado para avaliar a magnitude da imperfeição. Além disso, o inspector deve fazer um esforço para determinar se as imperfeições de crack-like são de fabricação de solda original ou pode ser de um mecanismo de craqueamento ambiental.
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Crack como falhas e rachaduras ambiental deve ser avaliado por um engenheiro, de acordo com 579-1/ASME API FFS-1 e / ou especialistas de corrosão. Preferencial corrosão da solda deve ser avaliado pelo inspector. Questões a c onsiderar na avaliação da qualidade de soldas existentes incluem o seguinte: a) método de inspeção de fabricação original e critérios de aceitação; b) extensão, magnitude e orientação das imperfeições; c) comprimento do tempo de serviço; d) que operam contra condições de projeto; e) presença de tensões residuais de tubulações secundárias (e térmicas); f) possibilidade de cargas de fadiga (mecânica e térmica); g) sistema de tubulação primária ou s ecundária; h) potencial de impacto ou cargas transitórias; i) potencial de craqueamento ambiental; ) reparação e calor história de tratamento; k) dureza da solda. Para o serviço in-soldagens de tubulação, pode não ser apropriado usar o original de construção de código radiografia critérios de aceitação para a qualidade da solda em ASME B31.3. Os critérios de aceitação B31.3 se destinam a aplic ar-se a nova a construção de uma amostra de soldas, e não apenas as soldas examinado, a fim de avaliar a qualidade provável de todas as s oldas (ou soldadores) no sistema. Podem existir algumas soldas que não vai atender a esses critérios, mas ainda vai executar sati sfatoriamente em serviço depois de ser testados hidrostaticamente. Isto é especialmente verdadeiro em pequenas ligações ramificadas que normalmente não são examinados durante a construção nova. O proprietário / usuário deverá especificar onda UT cisalhamento examinadores qualificados da indústria, quando o proprietário / usuário requer um dos seguintes itens. a) Detecção da superfície interior (ID) quebrando defeitos planares ao inspeccionar a partir da superfície exterior (OD). b) Quando for necessária a detecção, caracterização e / ou dimensionamento através de parede de defeitos planares. Exemplos de aplicação para o uso de tais ondas de cisalhamento UT examinadores qualificados do setor incluem a obtenção de dimensões defeitos para Fitness ForServiço de avaliação e monitoramento de falhas conhecidas.
5.12 Inspeção de Juntas Flangeadas
Juntas flangeadas devem ser examinados para a evidência de vazamento, tais como manchas, depósitos, ou pinga. Processo de vazamentos em fechos e prendedores de flange tampa da v álvula pode resultar em corrosão ou fissuras ambiental. Este exame deve incluir os flanges fechados com flange ou respingo-e-pulverização guardas. Juntas flangeadas que foram pinçada e bombeado com selante deve ser verificado se há vazamento nos parafusos. Fixadores submetidos a tal vazamento pode corroer ou crack (quebra por exemplo c áustica). Se rebombeio é contemplada, fixadores afetados devem ser renovadas primeira. Faces da flange acessíveis devem ser examinados para a distorção e para determinar a condição de superfícies junta-estar. Se flanges são significativamente dobrado ou distorcido, suas marcas e espessuras devem ser verificados contra engenharia requisitos antes de tomar uma ação corretiva.
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Fechos de flanges devem ser examinados visualmente quanto à corrosão e rosca. Fixadores devem estar plenamente noivos. Qualquer prendedor não fazê-lo é considerado aceitável comprometida se a falta de engajamento completo não é mais de um segmento. As marcações em uma amostra representativa de elementos de fixação e juntas recém-instalados devem ser examinados para determinar se cumprem a especificação do material. As marcações são identificados no ASME e ASTM aplicável padrões. Fixadores questionáveis devem ser verific adas ou renovada. Orientações adicionais sobre a inspeção de juntas flangeadas podem ser encontrados em ASME PCC-1 [13].
5.13 Inspeção Organização Auditorias Cada organização proprietário / usuário deve s er auditado periodicamente para determinar se a agência de inspeção autorizada é satisfazendo os requisitos do presente código de inspeção. A equipe de auditoria deve ser composto por pessoas experientes e competente na aplicação deste código. A equipe de auditoria deve ser tipicamente de outro site proprietário / planta usuário ou de uma organização de terceiros experiente e competente na refinação e / ou processo petroquímico inspeção vegetal programas ou uma combinação de terceiros e outros sites de proprietário / usuário. A equipe de auditoria, no mínimo, deve determinar que: a) estão a ser cumpridos os requisitos e princípios deste Código de inspecção; b) todas as responsabilidades proprietário pelo usuário estão sendo devidamente cumprido; c) planos de inspecção documentados estão no local para sistemas de tubulações cobertas; d) intervalos e extensão das inspecções são adequados para sistemas de tubulações cobertas; e) todos os tipos gerais de inspecção e vigilância estão s endo adequadamente aplicadas; f) Análise de dados de inspeção, avaliação e gravação são adequados; g) todos os reparos, reratings e alterações em conformidade com este código. O proprietário / usuário deverá receber um relatório de conclusões da equipe de auditoria. Quando não conformidades s ão encontrados o proprietário / usuário agência de inspeção autorizado deve tomar as ações corretivas necessárias. Cada organização precisa estabelecer uma sistema de acompanhamento e conclusão dos resultados da auditoria. A resolução dos resultados da auditoria devem ser disponibilizados / / ^: ^ ^ # ^ ~ ^ ^ "" ~: @ para ": ^ * ^ ~ $ ~" #: * ~ ^: # "*": #: ~ ~ "^ ~: ^: @: ~ * : a equipe de auditoria para revisão. Essas informações também devem ser revistos durante as auditorias posteriores. $ "\ \
6 Intervalo / Frequência e Extensão da Inspeção 6.1 Geral
Para garantir a integridade dos equipamentos, todos os sistemas e dispositivos de alívio de pressão de t ubulação devem ser inspeccionados nos intervalos / freqüências fornecidas nesta seção. Inspeções programadas devem ser realizadas em ou antes de sua data de vencimento, ou seja considerado em atraso para a inspeção. As inspeções que foram avaliadas de risco, de acordo com API 580, e encontraram ter risco aceitável para uma extensão da data de vencimento, não são considerados em atraso até o final do documentado período de prorrogação. Veja 7.10 para mais informações e requisitos em matéria de inspecções em atraso, diferimentos de inspeção e revisões intervalo de inspeção. A inspeção apropriada deve fornecer as informações necessárias para determinar que todos os setores essenciais ou componentes dos equipamentos são seguros para operar até a próxima inspeção programada. Os riscos associados desligamento operacional e start-up ea possi bilidade de aumento da corrosão devido à exposição de superfícies de equipamentos ao ar e umidade durante o encerramento deve ser avaliada quando uma inspeção interna está sendo planejado. - `, ```,,,, , ```` - `-`,`,`, `,`---
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Este código é baseado em monitoramento de uma amostra representativa de Locais de inspeção na tubulação selecionado com específico intenção de revelar uma avaliação razoavelmente precisa da condição da canalização.
6.2 Inspeção durante alterações de instalação e manutenção 6.2.1 Instalação de tubulação As tubagens devem ser inspeccionados em conformidade com o Código de requisitos de construção no momento da instalação. O propósito de inspeção de instalação é verificar se a tubulação é limpa e segura para a operação, e para iniciar planta registros de inspeção dos sistemas de tubulação. A inspeção mínima de instalação deverá conter os seguintes itens: a) verificar se a tubulação é instalada corretamente, suportes, acessórios exteriores são adequadas e seguras, tais como suportes, sapatos, cabides são garantidos, isolamento é instalado corretamente, conexões mecânicas flanges e outros estão devidamente montados e da tubulação está limpa e seca; b) Verificar os dispositivos de alívio de pressão satisfazer requisitos de projeto (dispositivo correto e pr essão conjunto correto) e estão instalados corretamente. Esta inspeção de instalação deve documentar as medições da espessura da linha de base a ser usada como espessura inicial leituras para os cálculos das taxas de corrosão em vez de dados de espessura nominal e mínima em especific ações, e design folhas de dados / desenhos. Isso também irá facilitar a criação de um cálculo de taxa de c orrosão preciso depois da primeira inmedições de espessura serviço são gravadas. 6.2.2 Tubulação Serviço Mudança Se as condições do sistema de tubagens de serviço são alterados, ou seja, vai ultrapassar o envelope de funcionamento actual (por exemplo, conteúdo do processo, pressão máxima de funcionamento e da temperatura máxima e mínima de funcionamento), inspeção devem ser estabelecidos intervalos para as novas condições de serviço. Se tanto a propriedade ea localização da tubulação forem alterados, a tubulação deve ser inspecionada antes de ser reutilizado. Além disso, devem ser criadas as condições de serviço permitidas e o intervalo de inspeção para o novo serviço.
6.3 Tubulação Inspeção Planejamento 6.3.1 Geral A freqüência ea extensão da inspeção em circuitos de tubulação acima ou abaixo do solo dependem das formas de degradação que pode afetar a tubulação e conseqüência de uma falha de tubulação. As várias formas de degradação que pode processo afetam circuitos de tubagem encontram-se descritos na Tabela 1 e API 571 em mais pormenor. Uma classificação simplificada de tubulação baseado em conseqüência de falha é definida em 6.3.4. Conforme descrito em 5.1, a estratégia de fiscalização com base na probabilidade e conseqüência de falha é referido como RBI. O esquema de classificação tubulação simplificado em 6.3.4 é baseado no resultado de uma falha. A classificação é usado para estabelecer freqüência e extensão da inspeção. O proprietário / usuário pode elaborar uma classificação mais extensa esquema que avalia de forma mais precisa conseqüência de certos circuitos de tubulação. A avaliação conseqüência seria considerar o potencial de explosão, incêndio, toxicidade, o impacto ambiental, e outros efeitos potenciais associados com um falha. Depois de uma avaliação eficaz é realizado, os resultados podem ser usados para estabelecer uma estratégia de inspeção do circuito de tubulação e defina o seguinte: a) os métodos de inspeção apropriados, escopo, ferramentas e técnicas a serem utilizados com base nas formas previstas de degradação;
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b) a freqüência de inspeção adequada; c) a necessidade de testes de pressão após danos foram incorridos ou após reparos e modificações tenham sido concluído; e d) a prevenção e ações de mitigação que poderiam reduzir a probabilidade e conseqüência de uma falha de tubulação. 6.3.2 RBI para o Planejamento de Inspeção Uma avaliação RBI pode ser usado para aumentar ou diminuir os limites de controlo descritos na Tabela 2. Da mesma forma, o ponto de inspecção pode ser aumentado ou diminuído para além dos alvos na Tabela 3, por uma avaliação de RBI. Quando usados para aumentar limites de intervalo de inspeção ou a extensão da inspeção, avaliação RBI deve ser realizada em intervalos para não exceder os respectivos limites da Tabela 2, ou mais frequentemente, se justifica pelo processo, equipamento ou conse qüência mudanças. Estas avaliações RBI deve ser revisto e aprovado por um engenheiro de tubulação e tubulação autorizado inspetor em intervalos que não excedam os respectivos limites da Tabela 2, ou mais frequentemente, se justifica pelo processo, equipamento, ou mudanças conseqüência. 6.3.3 Intervalos de inspeção Se RBI não está sendo usado, o intervalo entre as inspecções de condutas deve ser estabelecida e mantida usando o os seguintes critérios: a) taxa de corrosão e cálculos de vida restante; b) classificação de serviço de tubulação (ver 6.3.4); c) as disposições jurisdicionais aplicáveis; d) o julgamento do inspector, o engenheiro de tubulação, o supervisor engenheiro de tubulação, ou um especialista em materiais, com base em condições de funcionamento, história inspecção anterior, os resultados da inspeção em curso, e as condições que podem justifi car inspeções suplementares cobertas em 5.5.6. O proprietário / usuário ou o inspector deve estabelecer intervalos de inspeção para medições de espessura e externa vis ual inspecções e, se for o caso, para as inspecções internas e s uplementar. Medições de espessura devem ser agendados em intervalos que não excedam o menor de metade da vida útil restante determinado a partir de taxas de corrosão indicados no ponto 7.1.1.1 ou os intervalos máximos recomendados na Tabela 2. Shorter intervalos podem ser apropriados em certas circunstâncias. Antes de usar Tabela 2, as taxas de corrosão deve ser calculada em acordo com 7.1.1.1. A Tabela 2 apresenta intervalos de inspeção máximos recomendados para as classes 1, 2 e 3 de serviços de tubulação descritos na 6.3.4, assim como a intervalos recomendados para os pontos de injecção e interfaces S / A. Intervalos máximos para Classe 4 t ubulação são deixadas para a determinação do proprietário / utilizador, dependendo das necessidades de fiabilidade e de negócios. - `, ```,,,, , ```` - `-`,`,`, `,`--
O intervalo de inspeção devem ser revisados e ajustados, se necessário após cada inspecç ão ou mudança significativa na as condições de funcionamento. Corrosão geral, a corrosão localizada, corrosão, rachaduras ambiental e outra aplicável formas de deterioração mencionados no ponto 5 devem ser considerados no estabelecimento dos diversos intervalos de inspeção. 6.3.4 Classes de Serviços Piping 6.3.4.1 Geral Todos os sistemas de tubulações de processo devem ser classificados em diferentes classes de t ubulação. Tal sistema de classi ficação permite adicional esforços de inspeção a ser focados em sistemas de tubulação que podem ter os mais altos potenciais c onsequências se falha ou perda Direitos de autor American Petroleum Institute / / ^:Oferecido ^ ^ # ^ ~ ^ ^ "" ~ IHS sob licença com API pela
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de contenção deve ocorrer. Em geral, os sistemas de classificados superior exigem mais extensa inspecção no mais curto intervalos, a fim de afirmar a sua integridade para um funcionamento seguro. Classificações deve basear-se no potencial efeitos ambientais e de segurança deve ocorrer um vazamento. Proprietário / usuários deverão manter um registro de fluidos de processo de tubulação tratados, incluindo as suas classificações. API 750 e NFPA 704 fornecer informações que podem ser úteis na classificação de sistemas de tubulação de acordo com os potenciais perig os dos o processo de fluidos que contêm. As quatro classes listadas abaixo em 6.3.4.2 através 6.3.4.5 são recomendados. 6.3.4.2 Classe 1 Serviços com maior potencial de resultar em uma emergência imediata, se um vazamento ocorresse pertencem à classe 1. Tal uma emergência pode ser a segurança ou ambientais na natureza. Exemplos da classe 1 de tubagem incluem, mas não estão necessariamente limitadas àquelas contendo o seguinte. - `, ```,,,, , ```` - `-`,`,`, `,`---
a) serviços de inflamáveis que podem autorefrigerate e levar à fratura frágil. b) serviços que pode vaporizar rapidamente durante a l iberação pressurizada, criando vapores que podem coletar e formar uma mistura explosiva, tal como C2, C3, C4 e correntes. Os fluidos que podem rapidamente evaporam são aqueles com atmosférica temperaturas de ebulição abaixo de 50 ° F (10 ° C) ou em que o ponto de ebulição à pressão atmosférica é inferior a operação temperatura (tipicamente uma preocupação com os serviços de alta temperatura). c) sulfureto de hidrogénio (superior a 3% em peso) de uma corrente gasosa. d) cloreto de hidrogénio anidro. e) O ácido fluorídrico. f) Tubulação por cima ou ao lado de água e tubulação s obre throughways públicas (ver Departamento de Transportes e Regulamentos Guarda Costeira dos EUA para a inspeção de mais de tubulação de água). g) Serviços de inflamáveis operando acima de sua temperatura de auto-ignição. 6.3.4.3 Classe 2 Serviços não incluídos em outras classes pertencem à classe 2. Esta classific ação inclui a maioria das tubulações de processo unidade e selecionados tubulação off-site. Exemplos típicos desses serviços incluem, mas não estão necessariamente limitados aos contendo o seguinte: a) hidrocarbonetos no local, que lentamente vai vaporizar durante a liberação, como as que operam abaixo do ponto de fulgor, b) hidrogênio, gás combustível e gás natural, c) no local ácidos fortes e cáusticos. 6.3.4.4 Classe 3 Serviços que são inflamáveis, mas não vaporizar significativamente quando vazar e não estão localizados em áreas de alta atividade se na classe 3. Serviços que são potencialmente prejudiciais para os tecidos humanos, mas estão localizados em regiões remota s, podem ser incluídos nesta classe. Exemplos da classe 3 serviço incluem, mas não estão necessariamente limitados aos que contêm o seguinte: a) hidrocarbonetos no local, que não irá vaporizar significativamente durante a liberação, como as que operam abaixo o flash ponto;
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b) de destilados e linhas de produtos de e para armazenamento e carregamento; c) tubulação de tanques; d) ácidos off-site e cáusticos. 6.3.4.5 Classe 4 / / ^: ^ ^ # ^ ~ ^ ^ "" ~: @ ": ^ * ^ ~ $ ~" #: * ~ ^: # "*": #: ~ ~ "^ ~: ^: @: ~ * : $ "\ \
Serviços que são essencialmente não inflamável e não tóxico se na cl asse 4, como são a maioria dos serviços de utilidade públ ica. Inspeção de Classe 4 tubulação é opcional e, geralmente, com base nas necessidades de confiabilidade e impactos nos negócios, em oposição à segurança ou impacto ambiental. Exemplos da classe 4 serviço incluem, mas não estão necessariamente limitados aos que contêm o seguinte: a) de vapor e condensado de vapor; b) ar; c) de azoto; d) água, incluindo alimentação de caldeira de água, despojado água ácida; e) de óleo lubrificante, óleo de selo; f) B31.3 ASME, serviços de categoria D; g) canalizações e esgotos.
6.4 Extensão da Visual Externa e CUI Inspeções Inspeções visuais externas, incluindo inspeções para CUI, deve ser realizado em intervalos máximos indicados na Tabela 2 para avaliar os itens, tais como aqueles em API 574. Alternativamente, os intervalos de inspecção visual exterior, pode ser estabelecida pela utilizando uma avaliação RBI válido conduzida de acordo com API 580. Esta inspeção visual externa para o potencial CUI é também para avaliar a condição de isolamento e devem ser realizados em todos os s istemas de tubulação suscetíveis a CUI listados na API 574. Os resultados da inspecção vi sual deve ser documentado para facili tar as inspeções de acompanhamento. Após a inspeção visual externa dos sistemas suscetíveis, exame adicional é necessário para a inspecção do CUI. A extensão eo tipo da inspeção CUI adicionais estão listadas na Tabela 3. Isolamento danificado em maior elevações podem resultar em CUI nas zonas inferiores afastadas do dano. Inspeção NDE para CUI também deve ser realizada conforme listado na Tabela 3 em locais suspeitos cumprimento dos critérios de temperatura indicados no API 574. RT ou isolamento remoção e inspeção visual é normalmente necessário para esta inspeção em locais danificados ou suspeitos. Outros NDE métodos de avaliação podem ser utilizados quando aplicáveis. Se a inspeção das áreas danificadas ou suspeitos foi localizado CUI significativa, outras áreas devem ser inspecionados e, quando justificado, até 100 por cento do ci rcuito deve ser inspecionados. A extensão do programa CUI descrito na Tabela 3, que deverão ser considerados níveis de alvo para sistemas de tubagens e locais sem experiência inspeção CUI. Reconhece-se que vários factores podem influenciar a probabilidade de a CUI incluem: a) as condições climáticas locais, b) projeto de isolamento e manutenção, c) qualidade do revestimento,
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d) as condições de serviço. Instalações com experiência inspeção CUI pode aumentar ou reduzir as metas de fiscalização CUI da Tabela 3. Uma exata contabilidade das metas de inspeção CUI não é necessária. O proprietário / usuário pode confirmar alvos de inspeção com histórico operacional ou outra documentação. Sistemas de tubagens que são conhecidos por ter uma vida residual de mais de 10 anos ou que estejam adequadamente protegidas contra corrosão externa não precisa ser incluído para a inspeção NDE recomendado na Tabela 3. No entanto, a condição de o sistema de isolamento ou e ncamisamento exterior, como uma concha cold -box, devem ser observados periodicamente pelo operacional ou outro pessoal. Se a deterioração é conhecida, deve ser comunicada ao inspetor. A seguir, são exemplos destes sistemas: a) sistemas de tubulação isolados de forma eficaz para impedir a entrada de umidade, b) encamisado sistemas de tubulações criogênicas, c) sistemas de tubulação instalados em uma caixa de frio em que a atmosfera é purgado com um gás inerte, d) sistemas de tubulação em que a temperatura a ser mantida é suficientemente baixo ou suficientemente alta para impedir a presença de água. A inspeção visual externa na tubulação nua é avaliar a condição dos sistemas de pintura e revestimento, para verificar se há corrosão externa, e para verificar se há outras formas de deterioração.
6.5 Extensão da Medição de Espessura de Inspeção Para atender aos requisitos de intervalo inspeção, cada inspeção de medição de espessura deve obter leituras de espessura em uma amostra representativa de CMLs em c ada circuito (ver 5.6). Esta amostragem representativa deve incluir dados para todos os vários tipos de componentes e orientações (horizontal e vertical) encontrados em cada circuito. Esta amostragem também incluirão CMLs com a data mais antiga como a renovação da inspecção anterior. Quanto mais CMLs medidos para cada circuito, a próxima data de inspeção com mais precisão o serão projetados. Inspeção Portanto, programada de circuitos deve obter o maior número de medidas, se necessário. A medida de controlo para pontos de injeção está coberto de API 574.
6.6 Extensão de pequeno calibre, Auxiliar de tubulação, e-threaded conexões Inspeções 6.6.1 SBP Inspeção PAS que é tubulação de processo primário devem ser inspecionados de acordo com todas as exigências do presente documento. PAS que é tubulação de processo secundário tem requisitos mínimos diferentes, dependendo de classificação de serviço. Classe 1 SBP secundária deve ser inspecionado para os mesmos requisitos que tubulação de processo primário. Inspeção de Class e 2 e Classe 3 PAS secundário é opcional. DeadLegs PAS (como freios nível) na Classe 2 e Classe 3 sistemas devem ser inspecionado onde a corrosão tem s ido experimentado ou é antecipado. Deadlegs com CMLs deve ser monitorado em um circuito de tubulação separada da tubulação da linha principal. Estes DeadLegs ou baixo pontos são normalmente identificados e documentados no registro de inspeção pelo inspector. Deadlegs podem s er combinados em um circuito se suas taxas de corrosão previstos são semelhantes. As inspecções devem incluir radiografia perfil no pequeno DeadLegs diâmetro, como aberturas e drenos, e UT ou RT em DeadLegs de maior diâmetro.
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6.6.2 Auxiliar Tubulação Inspeção Inspeção da PAS auxiliar associado com instrumentos e máquinas é opcional e da necessidade de que normalmente ser determinada pela avaliação de risco. Critérios a considerar na determinação auxiliar SBP vai precisar de algum forma de fiscalização incluem o seguinte: a) classificação, b) possibilidade de fissuração ambiental ou fadiga, c) potencial de corrosão com base na experiência com sistemas primários adjacentes, d) potencial para CUI. 6.6.3-conexões de rosca Inspeção Inspeção de ligações com roscas será de acordo com os requisitos listados aci ma para pequeno calibre e auxiliar tubulação. Ao selecionar CMLs em c onexões de rosca, incluir apenas aqueles que podem ser radiografados durante inspeções programadas. Ligações roscadas associados com máquinas e sujeitos a danos por fadiga devem ser periodicamente avaliados e considerado para uma possível renovação com uma parede mais espessa ou atualizar para componentes soldados. A programação para tal renovação dependerá de vários assuntos, i ncluindo o seguinte: a) classificação das tubulações, b) magnitude e frequência de vibração, c) quantidade de peso suportado, d) tubulação atual espessura da parede, e) se o sistema pode ser mantido em funcionamento, f) taxa de corrosão, g) Serviço intermitente.
6,7 Inspeção e Manutenção de dispositivos de alívio de pressão (DRP) 6.7.1 Geral DRP deve ser testado e reparado por uma organização com experiência em manutenção de reparo da válvula de alívio. DRP deve ser inspecionados, testados e mantidos de acordo com API 576 [19]. 6.7.2 Garantia da Qualidade de Processo de DRP Cada organização reparação equipamento deve ter um sistema de garantia de qualidade totalmente documentado. No mínimo, o será incluído em seguida no manual de garantia de qualidade: a) página de rosto; b) log de revisão;
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Intervalos de inspeção máxima Tabela 2 -recomendados Tipo de Circuito
Medições de espessura
Classe 1
Cinco anos
Cinco anos
Classe 2
10 anos
Cinco anos
Classe 3
10 anos
10 anos
Classe 4
Opcional
Opcional
Pontos de injeção um S/b NOTA
Visual Externa
Três anos
Por classe
-
Por classe
Medições de espessura se aplicam a sistemas para os quais CMLs foram estabelecidos de acordo com 5.6.
uma Intervalos de inspeção para potencialmente corrosivos pontos de injeção / mistura t ambém pode ser estabelecida por uma
RBI válido de acordo com a API 580. b Veja API RP 574 para mais informações sobre as interfaces S / A.
análise
Extensão Tabela 3-recomendado de CUI Inspeção Após Inspeção Visual Valor aproximado de Acompanhamento Exame Classe da tubulaçãocom NDE ou remoção de isolamento em áreas com Isolamento danificado
Valor aproximado de Inspeção por CUI NDE em áreas suspeitas em sistemas de tubulação dentro de limites de temperatura susceptíveis de indicado em API 574
1
75%
50%
2
50%
33%
3
25%
10%
4
Opcional
Opcional
c) página de conteúdo; d) Declaração de autoridade e responsabilidade; e) organograma; f) escopo de trabalho; g) os desenhos e controles de especificação; h) requisitos para controle de material e parte; i) reparação e programa de inspeção; ) Requisitos para a soldagem, EQM, e tratamento térmico; k) os requisitos para testes de válvula, configuração, teste de vazamento, e vedação; l) exemplo geral da placa de identificação do reparo da válvula; m) os requisitos para calibrar medição e medidores de teste; n) os requisitos para a atualização e controle de cópias do manual de controle de qualidade; - `, ```,,,, , ```` - `-`,`,`, `,`---
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API 570
o) formulários de exemplo; p) a formação e qualificações necessárias para o pessoal de reparação; q) os requisitos para a manipulação de não conformidades. Cada organização reparação terá também um programa de treinamento totalmente documentado que deve garantir que o pessoal de reparação são qualificados no âmbito dos reparos. 6.7.3 Intervalos PRD testes e inspeção 6.7.3.1 Geral Dispositivos de alívio de pressão devem ser testados e inspecionados em intervalos que são freqüentes o suficiente para verif icar que as válvulas desempenho confiável nas condições de serviço específicas. Outros dispositivos de alívio de pressão (por exemp lo, discos de ruptura e de vácuoválvulas disjuntor) deve ser inspecionada em intervalos com base nas condições de serviço. O intervalo de inspeção para toda a pressãoaliviando dispositivos é determinada tanto pelo inspector, engenheiro, ou outro indivíduo qualificado por o proprietário / us uário 's sistema de garantia de qualidade. 6.7.3.2 A menos experiência documentada e / ou uma avaliação RBI indica que um intervalo m ais longo é aceitável, intervalos de teste e inspeção para dispositivos de alívio de pressão em serviços típicos de processo não deve exceder: a) cinco anos para os serviços característicos do processo, e b) 10 anos para que limpo (nonfouling) e serviços não corrosivos. Quando um dispositivo de alívio de pressão é encontrado para ser muito sujas ou preso, a intervalos de inspecção e de ensaio deve ser reduzido a menos que uma avaliação mostra que o dispositivo terá um desempenho confiável no intervalo atual. A revisão deve determinar a causa do entupimento ou as razões para o dispositivo de alívio de pressão não fu nciona corretamente.
7 Inspeção de Avaliação de Dados, Análise e Gravação 7.1 Corrosão Taxa de Determinação 7.1.1 Restantes Cálculos Vida A vida restante do sistema de tubulação será calculado a partir da seguinte fórmula: t real -t necessário Vida remanescente (anos) = -------------------------------------------- -------------------------------------------taxa de corrosão [polegadas (mm) por ano] onde treal
(1)
é a espessura real, em polegadas (milímetros), medida no momento da inspeção para um determinado local ou componente, tal como especificado em 5.6.
tnecessário é a espessura necessária, em centímetros (polegadas), no mesmo local, ou como o componente tactual medição calculado pelas fórmulas de projeto (por e xemplo, pressão e estruturais) antes de c orrosão subsídio e da tolerância do fabricante são adicionados.
A taxa de corrosão LT de circuitos de condutas deve ser calculada a partir da seguinte fórmula: - `, ```,,,, , ```` - `-`,`,`, `,`---
t inicial -t real Taxa Corrosioon (LT) = -------------------------------------------- ------------------------------------------tempo (em anos) entre t inicial e t real
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A taxa de corrosão ST dos circuitos de condutas deve ser calculada a partir da seguinte fórmula: t anterior -t real Taxa Corrosioon (ST) = -------------------------------------------- ----------------------------------------------tempo (em anos) entre t anterior e t real onde tinicial
é a espessura, em polegadas (milímetros), no mesmo local como tátil medido a instalação inicial ou no início de um novo ambiente de taxa de corrosão;
tanterior é a espessura, em centímetros (polegadas), no mesmo local como tactual medido durante um ou mais inspeções anteriores.
As fórmulas anteriores pode ser aplicado em uma abordagem estatística para avaliar as taxas de corrosão e vida útil restante cálculos para o sistema de tubulação. Devem ser tomadas precauções para garantir que o tratamento estatístico dos resultados dos dados reflete o estado real dos diversos componentes de tubulação. Medições de ponto de análise estatística não é empregando aplicável a sistemas de tubulação com mecanismos de corrosão imprevisíveis l ocalizadas significativos. - `, ```,,,, , ```` - `-`,`,`, `,`---
LT e ST taxas de corrosão devem ser comparados para ver o que resulta no menor vida restante como parte dos dados avaliação. O inspetor autorizado, em consulta com um especialista em corrosão, deve selecionar a taxa de corrosão que melhor reflete o processo atual (ver 6.3.3 para inspeção determinação intervalo). 7.1.2 Sistemas de tubulação recém-instalado ou mudanças de Serviço Para os novos sistemas de tubulações e sistemas de tubulação para que as condições de serviço estão s endo alterados, um dos seguintes métodos devem ser utilizados para determinar a taxa provável de corrosão a partir do qual a espessura da parede restante no hora da próxima inspeção pode ser estimado. a) A taxa de corrosão para um circuito de tubulação pode ser calculada a partir de dados coletados pelo proprietário / usuári o em sistemas de tubulação de material semelhante em serviço comparável e condições operacionais semelhantes. b) Se os dados para o mesmo ou semelhante serviço não estiver disponível, uma taxa de corrosão de um circuito de tubagens, po de ser estimada a partir de o proprietário / 's experiência do usuário ou a partir de dados publicados sobre sistemas de tubulação em serviço comparável. c) Se a taxa de corrosão provável não pode ser determinado por qualquer método listado no item a) ou item b), a inicial determinações de medição de espessura deve ser feita depois de mais de três meses de serviço usando medições de espessura não destrutivas do sistema de tubulação. Dispositivos de monitoramento de corrosão, tais como corrosão cupons ou sondas de corrosão, pode ser útil para estabelecer o calendário destas medições de espessura. Medições subsequentes serão feitas após i ntervalos apropriados, até a taxa de corrosão é estabelecida. 7.1.3 existentes Sistemas de tubulação As taxas de corrosão deve ser calculada em cada um de curto prazo ou uma base LT. Se os cálculos indicam que uma taxa de corrosão impreciso foi assumida, a taxa a s er utilizada para o próximo período será adaptado para concordar com a taxa real encontrado.
7.2 MAWP Determinação O MAWP para o uso continuado de sistemas de condutas deve ser estabelecida usando o código aplicável. Cálculos podem ser feitos de materiais conhecidos, se todos os seguintes elementos essenciais são conhecidos em conformidade com os princípios da código aplicável: a) limites máximos de temperatura e / ou mais baixos para materiais específicos,
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b) qualidade dos materiais e mão de obra, c) requisitos de inspeção, d) o reforço de aberturas, e) todos os requisitos de serviços cíclicos. Para materiais desconhecidos, os cálculos podem ser feitos assumindo que o material de menor qualidade e eficiência conjunta no código aplicável. Quando o PMSA é recalculada, a espessura da parede utilizado nestes cálculos deve ser a real espessura, conforme determinado por inspecção menos duas vezes a perda de corrosão estimada antes da data da inspecção s eguinte (Ver 6.3.3). Deve ser tido para as outras cargas, de acordo com o código aplicável. O aplicável subsídios de código para a pressão e as variações de temperatura a partir da PMSA são permitidos, desde todo o associado critérios de código estão satisfeitos. A Tabela 4 contém dois exemplos de cálculos de PMSA que ilustram o uso do conceito de semi-vida de corrosão.
7.3 Necessária Determinação Espessura A espessura necessária de uma tubulação deve ser o maior da espessura projeto pressão ou o mínimo estrutural espessura. Para serviços de alto risco, o engenheiro de tubulação deve considerar aumentar a espessura necessária para prever cargas inesperadas ou desconhecidas, ou perda de metal desconhecido. Veja API 574 para obter informações sobre projeto e espessuras mínimas estruturais.
7.4 Avaliação dos resultados das inspecções Componentes de pressão contendo encontrado para ter degradação que possam afectar a sua capacidade de carga [pressão cargas e outras cargas aplicáveis (por exemplo, peso, vento, etc, por API 579-1/ASME FFS-1)] devem ser avaliados para serviço continuado. Técnicas de adequação ao serviço, como os descritos na API 579-1/ASME FFS-1, segundo Edição, podem ser utilizados para esta avaliação. As técnicas de adequação ao serviço utilizado é aplicável para o espec ífico degradação observada. As técnicas seguintes podem ser utilizados conforme o caso. - `, ```,,,, , ```` - `-`,`,`, `,`---
a) Para avaliar a perda de metal em excesso da tolerância à corrosão, uma avaliação de adequação ao serviço pode ser realizad o de acordo com uma das seguintes seções da API 579-1/ASME FFS-1. Esta avaliação exige a utilização de um futuro tolerância à corrosão, o que deve ser estabelecido, com base em 7.1. 1) Avaliação do general metal Loss -API 579-1/ASME FFS-1, Seção 4. 2) Avaliação do metal local Loss-API 579-1/ASME FFS-1, Seção 5. 3) Avaliação da corrosão localizada-API 579-1/ASME FFS-1, secção 6. b) Para avaliar bolhas e laminações, uma avaliação de adequação ao serviço deve ser realizado em conformidade com API 579-1/ASME FFS-1, Seção 7. Em alguns casos, esta avaliação vai exigir o uso de uma corrosão futuro subsídio, que deve ser estabelecido, com base em 7.1. c) Para avaliar solda desalinhamento e shell distorções, uma avaliação de adequação ao serviço deve ser realizado em acordo com API 579-1/ASME FFS-1, Seção 8. d) Para avaliar falhas de crack-like, uma avaliação de adequação ao serviço deve ser realizado de acordo com API 579 1/ASME FFS-1, Seção 9. e) Avaliar os efeitos de dano de fogo, uma avaliação de adequação ao serviço deve ser realizado em conformidade com API 579-1/ASME FFS-1, Seção 11.
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Análise de Tensão 7,5 Piping As tubagens devem ser apoiados e orientados de modo que: a) o seu peso é realizada de forma segura, b) tem flexibilidade suficiente para a expansão ou contração térmica, e c) não vibrar excessivamente. Flexibilidade de tubagem é uma preocupação crescente quanto maior o diâmetro da tubulação e quanto maior for a diferença entre condições ambientais e de t emperatura operacional. Análise de tensões tubulação para avaliar a flexibilidade do sistema e apoiar a adequação não é normalmente realizada como parte de uma tubulação inspeção. No entanto, muitos sistemas de tubulações existentes foram analisados como parte de seu projeto original ou como parte de uma reclassificação ou modificação, e os resultados destas análises podem ser úteis no desenvolvimento de planos de inspeção. Quand o movimento inesperado de um sistema de tubulação é observada, por exemplo, durante uma inspeção vi sual externa (ver 5.4.3), o inspector deve discutir essas observações com o engenheiro de tubulação e avaliar a necessidade de realização de uma tubulaçã o análise de tensão. Tabela 4-Two Exemplos do Cálculo do MAWP ilustrando o uso do conceito de corrosão Half-life Exemplo 1 Pressão Desenhista / temperatura
500 psig/400 ° F (3447 ° C kPA/204)
Descrição da tubulação
NPS 16, peso padrão, A 106-B
Diâmetro externo do tubo, D
16 polegadas (406 mm)
Tensão admissível
20.000 psi (137,900 kPa)
Longitudinal eficiência de solda, E
1.0
Espessura determinada a partir de inspeção Taxa de corrosão observada (ver 7.1.1)
0,32 polegadas (8,13 milímetros) 0.01 in. / Ano (0,254 mm / ano)
Próxima visita prevista
5 anos
Perda de corrosão estimado pela data da próxima inspeção
= 5 ×0,01 = 0,05 cm (5 ×0,254 = 1,27 milímetros)
MAWP Nos EUA consuetudinário unidades (USC)
= 2SEt/D= 550 psig
Em unidades SI
= 3747 kPa
Conclusão: OK Exemplo 2 Próxima visita prevista
7 anos
Perda de corrosão estimado pela data da próxima inspeção
= 7 ×0,01 = 0,07 cm (7 ×0,254 = 1,78 milímetros)
MAWP Em unidades USC
= 2SEt/D= 450 psig
Em unidades SI
= 3104 kPa
Conclusão: Deve reduzir os intervalos de inspecção ou determinar que a pressão normal de operação não poderá ultrapassar esta nova MAWP durante o sétimo ano, ou renovar a tubulação antes do sétimo ano. NOTA 1: psig = libras por polegada quadrada; psi = libras por polegada quadrada. NOTA 2
A fórmula para MAWP é de B31.3 ASME, a Equação 3-B, onde t= Corroído espessura.
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API 570
Veja API 574 para mais informações sobre design de pressão, mínimo exigido e espessuras mínimas estruturais, incluindo fórmulas, exemplos de problemas e tabelas padrão de mínimos sugeridos. Tubulação análise estresse pode identificar os componentes mais altamente estressado em um sistema de tubulação e prever o t érmica movimento do sistema quando ele é colocado em funcionamento. Esta informação pode ser usada para concentrar os esforços de inspecção nos locais mais propensas a danos por fadiga de expansão térmica (aquecimento e cooldown) ciclos e / ou fluência danos na tubulação de alta temperatura. Comparando movimentos térmicos previstos com os movimentos observados podem ajudar identificar a ocorrência de condições operacionais inesperadas e deterioração das guias e dos suportes. Consulta com o engenheiro de tubulação podem ser necessários para explicar os desvios observados a partir das previsões de análise, nomeadamente para sistemas complexos que envolvem vários suportes e guias entre os pontos finais. Análise de tensões tubulação também pode ser empregada para ajudar a resolver os problemas de vibração tubulação observados. O naturais frequências em que um sistema de tubagem irá vibrar pode ser previsto através de análise. Os efeitos da orientação adicional pode ser avaliadas para avaliar a sua capacidade de controlar a vibração ampliando as freqüências naturais do sistema além da freqüência forças de emocionantes, como a máquina de velocidade de rotação. É importante para determinar se as guias adicionados para controlar a vibração não restringem negativamente expansão térmica.
7.6 Relatórios e registros para a tubulação do Sistema de Inspeção 7.6.1 permanentes e progressivas Registros Proprietários e usuários de sistema de tubulação deve manter registros permanentes e progressivas de seus sistemas de tubulação e dispositivos de alívio de pressão. Registros permanentes será mantida durante toda a vida de cada sistema de tubulação de serviço. Como parte desses registros, os registros de inspeção e manutenção progressivos será atualizado regularmente para incluir novas informações pertinentes à operação, inspeção e manutenção história do sistema de tubulação. Veja também API 574 para mais informações de registros do sistema de tubulação. 7.6.2 Tipos de tubulação de Registros Sistema e registros de dispositivos de alívio de pressão de tubulação deve conter quatro tipos de informações pertinentes a m ecânica integridade como se segue. a) Fabricação, Construção e Design da Informação na medida do possível, por exemplo, MDRs, MTR, solda mapas, WPS / PQR, dados de especificação de projeto, cálculos do projeto de tubulações, registros de EQM, registros de tratamento térmico, cálculos de dimensionamento dispositivo e desenhos de construção para aliviar a pressão. b) Inspeção de história, por exemplo, relatórios de inspecção e dados para cada tipo de inspeção realizada (por exemplo, interno, medidas externas, espessura), e recomendações de inspeção para o reparo. O relatório deve incluir documentar a data de cada inspecção e / ou exame, a data da próxima inspeção programada, o nome (ou iniciais) da pessoa que realizou a inspeção e / ou exame, o número de série ou outro identifica dor do equipamento inspecionado, uma descrição da inspeção e / ou exame realizado, e os resultados da inspeção e / ou exame. Registros RBI tubulação devem estar de acordo c om API 580. c) reparação, alteração, e Re-Nota-Por exemplo: 1) formas de reparação e alteração se preparou; - `, ```,,,, , ```` - `-`,`,`, `,`---
2) Os relatórios indicam que os sistemas de tubulação ainda quer com deficiências identificadas, reparos temporários ou em serviço recomendações para o conserto, são adequados para serviço c ontínuo até que os reparos podem ser concluídos; e 3) documentação rerating (incluindo cálculos rerating e novas condições de projeto. / / ^: ^ ^ # ^ ~ ^ ^ "" ~: @ ": ^ * ^ ~ $ ~" #: * ~ ^: # "*": #: ~ ~ "^ ~
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d) Avaliação de Aptidão-For-Service Requisitos de documentação estão descritas na API 579 -1/ASME FFS-1Requisitos de documentação específicos para o t ipo de falha que está s endo avaliado são fornecidos na parte adequada do API 579-1/ASME FFS-1. 7.6.3 Operação e Manutenção de Registros Operação e manutenção de registros do site, tais como as condições de funcionamento, incluindo perturbações do processo que podem afetar integridade mecânica, as mudanças no serviço, danos mecânicos de manutenção também deve estar dis ponível para o inspetor. 7.6.4 Registros de computador A utilização de um sistema baseado em computador para a armazenagem, cálculo, e análise de dados deve ser considerado tendo em conta a volume de dados que serão gerados c omo parte de um programa de inspeção de tubulação. Os programas de computador são particularmente úteis para o seguinte: a) armazenar e analisar as leituras de espessura real; b) o cálculo curto e as taxas de longo prazo de corrosão, datas de aposentadoria, MAWP e intervalos de reinspeção em um gravação de ponto por ponto-base de gravação; c) destacando as áreas de altas taxas de corrosão de tubulações, circuitos de atraso para a inspeção, tubulação perto da apos entadoria de espessura, e outras informações. 7.6.5 Tubulação Circuito Recordes
//^ ": ^ "*": :$
As seguintes informações devem ser registradas para cada circuito de tubulação em que CMLs estão localizados: - `, ```,,,, , ```` - `-`,`,`, `,`---
a) o material de construção / especificação de tubulação; b) pressões de operação e de p rojeto e temperaturas; c) ANSI classificação flange; d) os fluidos de processo; e) se o circuito é um deadleg, ponto de injeção, serviço intermitente, ou outro circuito especial; f) a taxa de corrosão e vida útil remanescente de, pelo menos, o ponto de exame limitativo no circuito; g) intervalo máximo de fiscalização externa; h) intervalo máximo para a inspeção de medição de espessura; i) qualquer modo corrosão incomum ou localizada, que exigiria técnicas de inspeção especializados; ) características particulares do circuito que pode submetê-lo a rápidos aumentos de corrosão em caso de um processo de perturbar ou perda de o fluxo de fluido de injecção.
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API 570
7.6.6 Inspeção isométricos Desenhos (ISOs) O objetivo principal de ISOs de inspeção é identificar a locali zação de CMLs e identificar a localização de qualquer manutenção recomendada. ISOs de inspeção são recomendadas e devem conter o seguinte: a) todos os componentes importantes dos circuitos de tubulação (por exemplo, todas as válvulas, cotovelos, T, ramos, etc); b) toda a tubulação secundária para a classe 1 (ou alta RBI conseqüência) circuitos de tubulação; c) tubulação secundária até a válvula de bloqueio que é normalmente utilizado para a classe 2 (ou consequência RBI apropriado ) unidade tubo; / / ^: ^ ^ # ^ ~ ^ ^ "" ~: @ ": ^ * ^ ~ $ ~" #: * ~ ^: # "*": #: ~ ~ "^ ~: ^: @: ~ * : $ "\ \
d) todas as CMLs informações adequadas para localizar os CMLs; e) orientação e escala adequada para fornecer detalhes legíveis; f) Os números de tubulação-circuito e mudanças; g) continuação números de desenho; h) a identificação de reparos temporários. Inspeção ISOs são recomendados para todas as tubulações da unidade e todos Classe 1 (ou de alta conseqüência RBI) tubo tubulação cremalheira em CMLs que foram identificados para medição de espessura. Métodos alternativos para tubo tubulação cremalheira que descreve adequadamente o sistema, sem ISOs pode ser usado. Inspeção ISOs são recomendados para Classe 2 (ou consequência RBI apropriado) rack de tubulação com CMLs, exceto que desenhos tipo grade pode ser usada, se todos os outros detalhes são apresentados. O uso de dados locais ou isométricos locais é aceitável para mostrar a localização da CMLs em desenhos de grade. Inspeção ISOs não precisa ser desenhada à escala ou mostrar dimensões menos que seja necessário para localizar CMLs.
7,7 Recomendações de Inspeção para reparo ou substituição A lista de recomendações de reparo ou substituição (inclui recomendações para não conformidades) que a tubulação impacto integridade é necessária e deve ser mantido atualizado. O sistema de rastreamento recomendação deve incluir: a) recomenda uma ação corretiva ou de reparação e data, b) prioridade ou data-alvo para a ação recomendada, c) identificador do sistema de tubulação (por exemplo, sistema de tubulação ou número do circuito) que a recomendação afeta. Um sistema de gestão é necessária para o acompanhamento e revisão de recomendações pendentes em uma base periódica. - `, ```,,,, , ```` - `-`,`,`, `,`---
7,8 Inspeção de Registros de inspeções externas Os resultados das inspeções do sistema de tubulação externas devem ser documentados. Um formato de narrativa ou lista de veri ficação é recomendado ao documentar os resultados da inspeção. A localização das inspecções CUI, quer por remoção de isolamento ou NDE, deve ser identificado. A localização pode ser identificada através da criação de uma CML na ISO inspeção adequada ou com marcado -up ISOs de construção e relatórios narrativos.
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7.9 A falta de tubulação e vazamento Relatórios Vazamentos e falhas na tubulação que ocorrem como resultado da corrosão, rachaduras ou danos mecânicos devem ser comunicadas e registrada para o proprietário pelo usuário. Tal como acontece com outras falhas de tubulações, vazamentos e falhas em sistemas de condutas deve ser investigado para identificar e corrigir a causa da falha. Os reparos temporários para encanamentos deve ser documentado na i nspeção registros.
7.10 Inspeção Diferimento ou Interval Revisão Qualquer circuito de tubulação não inspecionados dentro do intervalo estabelecido é considerado em atraso para a inspeção, a menos que um plano de inspeção alternativa aceitável é estabelecido por um processo de diferimento ou o intervalo de inspeção é revisado c om análise adequada. Um adiamento é apropriado quando o intervalo atual de circuito a tubulação ainda é considerada correta, dada a disponível dados, mas uma extensão da data de inspeção baseado em um processo de análise de risco documentado é aceitável para o inspetor. Diferimentos são uma só vez, extensões temporárias de inspeção de tubulação datas de vencimento e não será c onsiderada revisões intervalo de inspeção. Uma revisão intervalos de inspecção é apropriado quando revisão da condição de tubulação e da história indica q ue o atual os intervalos de inspecção foi definido como muito conservadora ou liberal. Os requisitos básicos para as revisões de interva lo são: a) a história de tubulação e condição deve ser revista pelo inspector; b) as revisões de intervalo devem ser documentados pelo inspector e deve incluir as bases técnicas de suporte a revisão intervalo; c) o inspector deve aprovar uma revisão intervalo ou diferimento. ObservaçãoSe há quaisquer tipos incomuns de degradação envolvidos na fiscalização dos sistemas de tubulação, potencialmente, o inspetor é aconselhados a procurar a orientação do engenheiro de tubulação ou especialista corrosão antes das alterações de intervalo são aprovados.
8 reparações, alterações, e rerating de Sistemas de tubulação 8.1 Reparos e Alterações 8.1.1 Geral
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Os princípios da ASME B31.3 ou o código para que o sistema de tubagem foi construído será seguido para a extensão prático para reparos em serviço. ASME B31.3 é escrito para o projeto e construção de sistemas de tubulação. No entanto, a maioria das exigências técnicas de concepção, de soldadura, de exame, e os materiais podem também ser aplicados na inspecção, re classificação, reparação e alteração de sistemas de tubulação de operação. Quando ASME B31.3 não pode ser seguido por causa de sua nova cobertura construção (como revistas ou novas especificações de materiais, requisitos de inspeção, certo calor tratamentos e testes de pressão), o engenheiro de tubulação ou inspector serão guiados por API 570, em vez de estrita c onformidade ASME B31.3. Como um exemplo de intenção, a frase "princípios da ASME B31.3" tem sido empregue em API 570, em vez de "de acordo com ASME B31.3". Os princípios e práticas de API RP 577 será igualmente seguido para todos os reparos e modificações soldadas. 8.1.2 Autorização Todos reparação e alteração de trabalho deve ser feito por uma organização de reparação, tal como definido na Seção 3, e deve ser autorizada pela o inspetor antes de seu início. A autorização para o trabalho de alteração a um sistema de tubulação não pode ser dada sem consulta prévia e aprovação, o engenheiro de t ubulação. O inspector designar quaisquer pontos de espera de inspeção - `, ```,,,, , ```` - `-`,`,`, `,`---
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API 570
necessário durante a seqüência de reparo ou alteração. O inspector pode dar autorização geral prévia para limitada ou reparos e procedimentos de rotina, desde que o inspetor está satisfeito com a competência da organização do reparo. 8.1.3 Aprovação Todos os métodos propostos de projeto, execução, materiais, procedimentos de soldagem, exame e ensaio deve ser aprovado pelo inspector ou pelo engenheiro de tubulação, tal como apropriado. Aprovação do proprietário / usuário de soldagem em operação é necessário. Reparos de soldagem de rachaduras que ocorreram em serviço não deve ser tentada sem consulta prévia com a tubulação engenharia de modo a identificar e corrigir a causa da fissuração. Exemplos disso são as rachaduras suspeitos de estarem caus ado por vibração, o ciclo térmico, os problemas de dilatação térmica, e cracking ambiental. O inspetor deve aprovar todos os trabalhos de reparação e alteração nos pontos de esp era designados e após os reparos e alterações tenham sido satisfatoriamente concluídas, de acordo com os requisitos da API 570. 8.1.4 Reparos de soldagem (inclusive sobre-stream) 8.1.4.1 Reparos temporários Para reparos temporários, inclusive em operação, um cerco completo soldado manga cisão ou caixa do tipo gabinete projetado pelo o engenheiro de tubulação pode ser aplicado sobre a área danificada ou corroída. Veja ASME PCC-2 para obter mais informações sobre reparos temporários para sistemas de tubulação. As rachaduras longitudinais não deve ser reparado desta forma, a menos que a tubulação engenheiro determinou que as fendas não seria de esperar que se propagam a partir de debaixo da manga. Em alguns casos, o engenheiro de tubulação terá que consultar com um analista de fratura. O design de gabinetes temporários e os reparos deverão ser aprovado pelo engenheiro de tubulação. Se a zona de reparação é localizado (por exemplo, sulcos ou orifícios) e o SMYS do tubo não é s uperior a 40.000 psi (275,800 kPa), e uma análise de adequação ao serviço mostra que é aceitável, um reparo temporário pode ser feita por filete soldagem de um acoplamento de divisão devidamente concebidos ou patch placa sobre a área sem caroço ou localmente diluído (ve r 8.2.3 para o projeto considerações e Anexo C, por exemplo). O material para a reparação deve corresponder à base de metal a menos que aprovado pelo engenheiro de tubulação. Um patch soldada-filé não deve ser instalado em cima de um tapa-soldado-filé existente. Quando a instalação de um patch-soldado filé ao lado de um remendo soldado-filé existente, a distância mínima entre a ponta do cordão de solda não deve ser inferior a: Dt
onde D
é o diâmetro interno em polegadas (milímetros);
t
é a espessura mínima necessária do patch soldada-filé em polegadas (milímetros).
Para pequenos vazamentos, caixas adequadamente projetados podem ser soldada sobre o vazamento, enquanto o sistema de tubulaçã o é em serviço, desde que o inspector está convencido de que a espessura adequada permanece nas proximidades da solda e da tubulaçã o componente pode resistir a soldadura sem o risco de danos maiores de material, tais como a partir de serviço cáustica. Os reparos temporários deve ser removido e s ubstituído por um reparo permanente adequado na próxima disponível oportunidade de manutenção. Reparos temporários podem permanecer no local por um longo período de tempo somente se aprovado e documentados pelo engenheiro de tubulação.
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8.1.4.2 reparos permanentes As reparações de defeitos encontrados em componentes de tubagem podem ser feitas por preparação de uma ranhura de soldadura que remove completamente o defeito e, em seguida, encher a ranhura com o metal de solda depositada de acordo com 8.2. reas corroídas pode ser restaurada com metal de solda depositado de acordo c om 8.2. Irregularidades da superfície e contaminação devem ser retirados antes da s oldagem. Métodos NDE apropriados devem ser aplicadas após a conclusão do solda. Se é possível levar o sistema de tubagens de serviço, a área defeituosa pode ser removido por corte de um cilíndrico seção e substituindo-o por um componente de tubulação que atende o código aplicável. Inserir patches (patches) de descarga pode ser usado para reparar as áreas danificadas ou corroídas se os seguintes requisitos são atendidas: a) soldas sulco cheio de penetração são fornecidos; b) para a classe 1 e classe 2 sistemas de tubulação, juntas deve ser de 100% radiografadas ou ultra-som testados usando NDE procedimentos que são aprovados pelo inspector; c) remendos podem ser de qualquer forma, mas deve ter os cantos arredondados [1 (25 mm), o raio mínimo]. Veja ASME PCC-2 para obter mais informações sobre reparos soldados para sistemas de tubulação. 8.1.5 Reparos Nonwelding (On-stream) Os reparos temporários de seções diluído localmente ou defeitos lineares circunferenciais podem ser feitas on-stream através da instalação de um gabinete devidamente projetado e aplicado (por exemplo braçadeira aparafusada, envoltório composto não metálico, metálico e wraps epóxi, ou outro não-soldada aplicada reparo temporário). O projeto deve incluir o controle de cargas axiais axial se a tubulação componente que está sendo fechado é (ou pode tornar-se) insuficiente para controlar impulso pressão. O efeito de englobar (Esmagamento) forças no componente também deve ser considerada. Veja ASME PCC-2 para obter mais informações sobre nãometálicos métodos de reparação compostas. apropriados, vedação de vazamento temporário e vazar dissipando dispositivos, in cluindo Durante reviravoltas ouenvoltório outras oportunidades válvulas, será eliminado e ações apropriadas tomadas para restaurar a integridade original do sistema de tubulação. O inspetor e / ou engenheiro de tubulação deve ser envolvido na determinação de métodos e procedimentos de reparo. Fuga temporária vedação e vazamento dispositivos de dissipação podem permanecer no local por um longo período de tempo somente se aprovado e documentado pelo engenheiro de tubulação. Procedimentos que incluem vazamento de vedação fluidos ("bombeamento") para tubulação de processo devem ser revistos para a aceitação pela inspetor ou engenheiro de tubulação. A revisão deve levar em consideração a compatibilidade do selante com o material de vazamento; a pressão de bombeamento na braçadeira (especialmente quando re-bombeamento) e quaisquer forças de esmagamento resultantes; e; o risco de selante afetando metros a jusante de fluxo, válvulas de alívio, ou de máquinas; o risco de vazamento posterior em roscas dos parafusos, causando corrosão ou corrosão sob tensão dos parafusos; e o número de vezes que a área de vedação é repumped. Veja ASME PCC-2 para obter mais informações sobre os reparos não soldados temporários para si stemas de tubulação.
8.2 Soldagem e Hot Tapping 8.2.1 Geral Todos reparação e alteração de soldadura deve ser feito de acordo com os princípios da ASME B31.3 ou o c ódigo para que o sistema de tubulação foi construída.
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API 570
Qualquer solda realizada em componentes de tubulação em operação deve ser feita de acordo com a API 2201. O inspetor deverão utilizar, no mínimo, a "Sugestão Hot Tap Checklist" contida na API 2201 para escutas quente executada em tubulação componentes. Veja API 577 para mais orientações sobre batida quente e soldagem em s erviço. 8.2.2 Procedimentos, Qualificação e Registros / / ^: ^ ^ # ^ ~ ^ ^ "" ~: @ ": ^ * ^ ~ $ ~" #: * ~ ^: # "*": #: ~ ~ "^ ~: ^: @: ~ * : $ "\ \
A organização reparação deve usar soldadores e procedimentos de soldagem qualificados em conformidade com ASME B31.3 ou o código para que a tubulação foi construída. Veja API 577 para orientação sobre os procedimentos e qualificações de soldagem. A organização reparação deve manter registros de procedimentos de soldagem e as qualificações de desempenho soldador. Estes registos devem estar à disposição do inspector, antes do início da soldagem. 8.2.3 Pré-aquecimento e PWHT 8.2.3.1 Geral Consulte a API 577 para orientação sobre o pré-aquecimento e PWHT. 8.2.3.2 O pré-aquecimento Pré-aqueça a temperatura utilizada durante os reparos de solda devem estar de acordo com o código aplicável e qualificado procedimento de soldagem. Exceções para reparos temporários devem ser aprovados pelo engenheiro de tubulação. O pré-aquecimento de pelo menos 300 ° F (150 ° C) pode ser considerada como uma alternativa para PWHT para modificaç ão ou reparação de sistemas de tubulação inicialmente PWHT como uma exigência do código (ver nota). Isso s e aplica a tubulação construída dos P-1 aços listado na ASME B31.3. P-3 aços, com excepção de aços Mn-Mo, t ambém podem receber a 300 ° F (150 ° C) no mínimo Pré-aqueça alternativa quando a temperatura de funcionamento do sistema de tubulação é alta o suficiente para proporcionar resistência razoável e quando não há perigo de identificação associado ao teste de pressão, desligamento e inicialização. O inspetor deve determinar que a temperatura mínima de pré-aquecimento é medido e mantido. Após a s oldagem, a junta deve imediatamente coberto com isolamento para reduzir a t axa de arrefecimento. NOTA
O pré-aquecimento não pode ser considerada como uma alternativa para a prevenção de cracking ambiental.
Sistemas de tubagens construídos de outras ligas que requerem inicialmente PWHT normalmente são calor após a solda tratado se alterações ou reparos envolvendo soldagem de retenção da pressão são executadas. O uso da alternativa de pré-aquecimento requer consulta com o engenheiro de tubulação, que deve considerar o potencial para craqueamento ambiental e se a solda procedimento proporcionará uma resistência apropriada. Exemplos de situações em que esta alternativa poderia ser consideradas incluem soldas selo, o acúmulo do metal de solda de áreas fi nas e clipes de apoio de soldagem. 8.2.3.3 PWHT PWHT de reparos no sistema de tubulação ou alterações devem ser feitas com os requisitos aplicáveis da norma ASME B31.3 ou o código para que a tubagem foi construído. Ver 8.2.2.2 para um procedimento de pré-aquecimento alternativa para alguns PW HT requisitos. Exceções para reparos temporários devem ser aprovados pelo engenheiro de tubulação. PWHT local pode ser substituída por 360 ° de bandas em reparos locais em todos os materiais, desde que as seguintes precauçõe s e os requisitos de aplicação. a) O pedido é analisado, e um procedimento é desenvolvido pelo engenheiro de tubulação. b) Ao avaliar a adequação de um procedimento, deverá ser dada consideração a fatores aplicáveis, como base de metal de espessura, gradientes térmicos, as propriedades dos materiais, as mudanças resultantes do PWHT, a necessidade de full-penetração exames soldas e superficiais e volumétricas após PWHT. Além disso, as tensões globais e locais e - `, ```,,,, , ```` - `-`,`,`, `,`---
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distorções resultantes do aquecimento de uma área restrita locais da parede da tubulação deve ser considerado no desenvolvimento de e avaliar os procedimentos PWHT. c) A pré-aquecimento de 300 ° F (150 ° C), ou mais elevado, tal como especificado por meio de processos de soldadura específicos, é mantida durante a soldagem. d) A temperatura PWHT necessária deve ser mantido a uma distância não inferior a duas vezes a base de metal espessura medida a partir da solda. A temperatura PWHT será controlada por um número adequado de termopares (um mínimo de dois) com base no tamanho e forma da área a ser tratada pelo calor. calor e) Controlada também deve ser aplicado a qualquer conexão de filial ou outro acessório dentro da área de PWHT. f) O PWHT é realizada para cumprimento do c ódigo e não para a resistência rachaduras ambiental. / / ^: ": ^ "*": $ "\
8.2.4 Projeto Juntas de topo será soldas de groove full-penetração. Componentes de tubulação deve ser substituído quando o reparo é provável que seja in adequado. Novas conexões e substituições deverão ser concebidos e fabricados de acordo com os princípios do código aplicável. O design de gabinetes temporários e os reparos devem ser aprovados pelo engenheiro de tubulação. Novas conexões pode ser instalado em sistemas de tubulação, desde que o projeto, localização e método de fixação em conformidade com os princípios do código aplicável. Manchas Fillet soldadas requerem considerações especiais do projeto, especialmente em relação à eficiência e bico de solda -comum corrosão. Manchas Fillet soldadas deve ser concebido pelo engenheiro de tubulação. Um adesivo pode ser aplicado para o externo superfícies de tubulação, desde que seja de acordo com 8.1.3 e satisfaz um dos s eguintes requisitos: a) o patch proposto prevê resistência de projeto equivalente a uma abertura reforçada projetado de acordo c om o código aplicável; b) o remendo proposto destina-se a absorver a deformação da parte da membrana de um modo que é, em conformidade com os princípios do código aplicável, se estiverem reunidas as seguintes condições: 1) a tensão de membrana admissível não seja ultrapassada na parte tubulação ou o patch, 2) a tensão no patch não resultar em pressões de solda de filete superior tensões admissíveis para essas soldas, 3) um patch de sobreposição devem ter os cantos arredondados (ver anexo C). Diferentes componentes do mesmo sistema de tubulação ou circuito pode ter diferentes temperaturas de design. Ao estabelecer o temperatura de projeto, deverá ser dada consideração para processar as temperaturas dos fluidos, temperatura ambiente, aquecimento e arrefecimento temperaturas mídia e is olamento. 8.2.5 Materiais Os materiais usados na fabricação de reparos ou alterações deverão ser de qualidade conhecido soldável, deve obedecer ao aplicável código, e devem ser compatíveis com o material original. Para requisitos de verificação de materiais, ver 5.8. 8.2.6 NDE Aceitação de um reparo ou alteração soldada deve incluir EQM de acordo com o código aplicável eo proprietário / especificação do usuário, salvo disposição em contrário API 570. Os princípios e práticas de API 577 será também - `, ```,,,, , ```` - `-`,`,`, `
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API 570
seguido. Quando são necessários exames superficiais e volumétricas, devem estar de acordo com ASME BPVC Secção V (ou equivalente). 8.2.7 Teste de pressão Após a soldagem estiver completa, um teste de pressão, de acordo com 5.8 devem ser realizadas se prático e considerado necessário pelo inspector. Testes de pressão são normalmente necessários após alterações e grandes reparações. Veja ASME PCC2 para obter mais informações sobre a realização de testes de pressão. Quando um teste de pressão que não é necessário ou prá tico, END deve ser utilizado no lugar de um teste de pressão. Substituindo procedimentos EQM apropriadas para um teste de pressão após uma alteração, reclassificação, ou reparo pode ser feito somente após consulta com o inspetor eo engenheiro de tubulação. Para existir isolado linhas que estão sendo testadas sob pressão após os reparos, re-rating, ou alterações, não é necess ário retirar o isolamento em tudo soldas existentes. Testes de pressão com tempos de espera mais longos e observações de medidores de pressão pode ser substitu ído por decapagem quando os riscos associados ao vazamento sob o isolamento são aceitáveis. Quando não é prático para realizar um ensaio de pressão de uma soldadura de fecho final, que se junta a uma secção de novo ou de substituição de tubulação para um sistema já existente, todos os seguintes requisitos devem ser satisfeitos. a) A tubulação de novo ou de substituição é a pressão testada e verific ada de acordo com o código aplicável que rege a concepção do sistema de tubagem, ou se não for prático, as soldaduras são examinados com NDE apropriado, como especificada pelo inspetor tubulação autorizado. / / ^: ^ ^ # ^ ~ ^ ^ "" ~: @ ": ^ * ^ ~ $ ~" #: * ~ ^: # "*": #: ~ ~ "^ ~: ^: @: ~ * : $ "\ \
b) A solda de fechamento é uma full-penetração butt-solda entre qualquer tubo ou componente de tubulação padrão de diâmetro igual e espessura, axialmente alinhados (não mitra corte) e de materiais equivalentes. Alternativas aceitáveis são: 1) slip-on flanges para casos de design até a classe 150 e 500 ° F (260 ° C); e 2) flanges luva para soldagem ou uniões soldadas soquete para tamanhos NPS 2 ou menos e casos de design até a classe 150 e 500 ° F (260 ° C). Um espaçador concebido para soldadura encaixe ou outros meios podem ser utilizados para estabelecer um mínimo de 1/16 (1,6 mm) lacuna. Soldas de soquete será por ASME B31.3 e deve ter um mínimo de dois passes. c) Qualquer fechamento butt-weld final deve ser de 100% RT; ou o ângulo de feixe de ultra-som detecção de falhas podem ser utilizadas, desde os critérios de aceitação apropriadas foram estabelecidas. d) MT ou PT deve ser executada no passe de raiz e a solda concluída para butt -soldas e sobre a solda concluída para o filé-soldas. O proprietário / usuário deverá especificar examinadores onda UT cisalhamento qualificado da indústria para soldas de fechamento que não foram pressão testado e para reparos de solda identificados pelo engenheiro de tubulação ou inspetor de tubulação autorizado.
8.3 Re-classificação
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Re-classificação sistemas de tubulação, alterando a classificação de temperatura ou da PMSA pode ser feito somente após todos os seguintes requisitos foram cumpridos. a) Os cálculos são realizados pelo engenheiro tubulação ou o inspetor. b) Todos os re-classificações serão estabelecidas de acordo com as exigências do código para que o sis tema de tubulação foi construído ou cálculo usando os métodos adequados na última edição do código aplicável. c) os registros de inspeção atuais verificar se o sistema de tubulação é satis fatório para as condições de serviço propostas e que a provisão adequada de corrosão é fornecida.
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d) sistemas de tubulação rerated deve ser testado de acordo com o código para que o sistema de tubulação foi construída ou a edição mais recente do código aplicável para as novas condições de serviço, a menos que os registros documentados indicar um teste de vazamento anterior foi realizado em maior ou igual à pressão de ensaio para o novo estado. Um aumento a temperatura classificação que não afete a tensão de tração admissível não requer um teste de vazamento. e) O sistema de tubulação é verificada a afirmar que a pressão necessária aliviar dispositivos estão presentes, são definidas no pressão adequada, e ter a capacidade adequada à pressão set. f) O sistema de tubulação re-avaliação é aceitável para o inspector ou engenheiro de tubulação. g) Todos os componentes de tubulação do sistema (tais como juntas de válvulas, flanges, parafusos, juntas de embalagem e de expansão) são adequada para a nova combinação de pressão e temperatura. h) a flexibilidade de tu bulação é adequado para mudanças de temperatura design. i) registros de engenharia adequados são atualizados. ) Uma diminuição na temperatura mínima de funcionamento é justificada pelos resultados dos testes de impacto, se exigido pel o código aplicável.
9 Inspeção de tubulação enterrada 9.1 Geral Inspeção de tubulação de processo enterrado (não regulado pelo Departamento de Transportes dos EUA) é diferente de outros inspeção tubulação de processo, porque a deterioração externa significativa pode ser causada por condições de solo e corrosiv os a inspeção pode ser dificultado pela inacessibilidade das áreas afetadas da tubulação. Importante, não-obrigatória referências para a inspeção de tubulação s ubterrânea são API 574 e os seguintes documentos: NACE RP0169, RP0274, e RP 0275; e API 651.
9.2 Tipos e Métodos de Inspeção 9.2.1 Vigilância Acima grau Visual Indicações de fugas no encanamento enterrado pode incluir uma alteração do contorno da superfície do solo, da descoloração solo, amolecimento do asfalto pavimentação, formação do pool, borbulhando poças de água, ou odor perceptível. Examinando a rota de tubulação enterrada é um método de identificação de áreas problemáticas. 9.2.2 Levantamento Potencial Primeiro intervalo O levantamento potencial close-intervalo realizada ao nível do solo ao longo do tubo enterrado pode ser usado para localizar ativo pontos de corrosão na superfície do tubo. / / ^: ^ ^ # ^ ~ ^ ^ "" ~: @ ": ^ * ^ ~ $ ~" #: * ~ ^: # "*": #: ~ ~ "^ ~: ^: @: ~ * : $ "\ \
Células de corrosão podem se formar em nus e revestidos de tubo, onde os contatos de aço nu solo. Uma vez que o potencial no a área de corrosão será mensurável diferente de uma área adjacente do tubo, a localização da corrosão a actividade pode ser determinada por esta técnica de pesquisa. 9.2.3 Tubo de revestimento Levantamento férias A pesquisa de férias revestimento de tubos podem ser usados para localizar defeitos de revestimento em tubos revestidos enterrados, e ele pode ser utilizado em recentemente construídos sistemas de tubos para assegurar que o revestimento está intacto e isento de férias. Mais frequentemente do que é utilizado para avaliar manutenção de revestimento para a tubagem enterrada que foi em serviço durante um longo períod o de tempo.
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API 570
A partir de dados da pesquisa, a eficácia do revestimento e da taxa de degradação do revestimento pode ser determinada. Esta informação é utilizado tanto para a previsão de atividade de corrosão em uma área específica e de previsão para a substituição do revestim ento para controle de corrosão. //^ ": ^ "*": :$
9.2.4 resistividade do solo A corrosão de tubulações nuas ou mal revestido é muitas vezes causada por uma mistura de diferentes tipos de solo em contato com a tubulação superfície. A corrosividade dos solos pode ser determinada por uma medição da resistência do solo. Níveis mais baixos de resistividade são relativamente mais corrosivo do que os níveis mais elevados, especialmente em áreas onde a tubulação está exposta a significativa mudanças na resistividade do solo. As medições de resistividade do solo deve ser realizada usando o método Wenner de quatro pinos, de acordo com a norma ASTM G57. No caso de tubos paralelos ou em zonas de intersecção condutas, pode ser necessário usar o standard pinos Método para medir com precisão a resistividade do solo. Para medir a resistividade de amostras de solo a partir de furos de broca ou escavações, um caixa de solo serve como um meio conveniente para a obtenção de resultados precisos.
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A profundidade da tubulação deve ser considerado na escolha do método a ser utilizado e da localização das amostras. O teste e avaliação de resultados deve ser realizada por pessoal treinado e experiente em testes de resistividade do solo. 9.2.5 Monitoramento da proteção catódica Tubulação enterrada catodicamente protegida devem ser monitorados regularmente para assegurar níveis adequados de protecção. O monitoramento deve incluir a medição periódica e análise dos potenciais tubo-a-terra por pessoal treinado e com experiência em operação de s istema de proteção catódica. Monitorização mais frequente de proteção catódica crítico de componentes, tais como rectificadores de corrente impressa, é necessária para assegurar o funcionamento do sistema fiável. Consulte a NACE RP0169 e ponto 11 do API 651 para orientação aplicável a inspeção e manutenção catódica sistemas de proteção de tubulação enterrada. 9.2.6 Métodos de inspeção Um número de métodos de técnicas de exame directo estão disponíveis, que podem ser aplicadas a tubagens enterradas e uma maior extenso guia para estes podem s er encontrados em API 574. Alguns métodos podem indicar a condição externa ou parede do tubulação, enquanto outros métodos indicam apenas a condição interna. Exemplos são como se segue. a) a inspeção em linha (ILI) ferramentas comumente referido como "inteligente" ou "pig inteligente". Este método envolve a e inserção de viagens de um dispositivo (porco) através da tubagem, quer ao mesmo tempo que está em serviço, ou depois de ter sido removido do serviço. A grande variedade de dispositivos estão empregando disponível diferentes métodos de inspeção utilizando magnético fuga de fluxo (MFL, UT, óptico, laser e técnicas eletromagnéticas). A linha a ser avaliada deve ser livre das restrições que poderiam causar o dis positivo para ficar dentro da linha. O grau e o número de dobras em uma linha podem limitar a aplicação de algumas tecnologias. A linha deve também dispor de instalações para lançar e recuperar os porcos ou ter um acesso que permite a adição de lançamento temporária / recebimento de recursos. b) As câmaras de vídeo-câmeras de televisão estão disponíveis que pode ser ins erido na tubulação. Estas câmeras podem fornecer informações a inspeção visual da c ondição interna da linha. c) A escavação-Em muitos casos, o único método disponível de inspecção que pode ser realizado é desenterrar a tubagem , a fim de inspecionar visualmente a condição externa da tubulação e para avaliar a sua espessura e condição interna utilizando os métodos descritos em 5.5.5. Deve haver cuidado na remoção do solo por cima e ao redor da tubulação para evitar danificar a linha ou revestimento linha. Os últimos polegadas (milímetros) de solo devem ser removidos manualmente para evitar esta possibilidade. Se a escavação é suficientemente profundo, os lados da vala deve ser adequadamente escorada para evitar seu colapso, de acordo com as normas da OSHA, onde aplicáveis. Se o revestimento ou embalagem está deteriorada ou danificada, deve ser removida nessa área para inspecionar a condição do acti vo subjacente metal.
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d) Externamente aplicadas técnicas de triagem. Uma variedade de tecnologias estão agora disponíveis que podem ser aplicados externamente ao tubo num local e tela seleccione áreas partir dessa posição. Estas técnicas podem exigir alguma escavação, mas menos considerável do que um acesso completo descrito anteriormente. Típico destas técnicas é LR UT muitas vezes referida como a onda guiada UT. Estas tecnologias permitem que 15 pés ou mais longas distâncias para ser rastreados de uma instalação e fornecer uma avaliação de rastreio do tubo. Distância percorrida e do grau de detecção / precisão é uma função da tecnologia aplicada e tubos condições incluindo o grau de corrosão, revestimentos internos e externos e as condições do solo. Outras tecnologias que utilizam ultra-sons podem ser utilizados para pesquisar vários metros a partir de um local e s ão úteis para avaliação dos danos em locais como solo para interfaces aéreas.
9.3 Frequência e Extensão da Inspeção 9.3.1 Vigilância Acima grau Visual O proprietário / usuário deve, em intervalos de aproximadamente seis meses levantamento das condições de superfície e no adjacente a cada caminho pipeline (ver 9.2.1). 9.3.2 Pipe-to-solo Pesquisa Potencial Um levantamento potencial perto do intervalo em uma linha catodicamente protegidas podem ser usadas para verificar se a tubulação enterrada tem um potencial de proteção em toda sua extensão. Para tubos mal revestidas onde potenciais de proteção catódica sã o inconsistente, a pesquisa pode ser realizada em intervalos de cinco anos para a verificação de controle contínuo à corrosão. Para tubulações sem proteção catódica ou em áreas onde ocorreram vazamentos devido à corrosão externa, um solo pipe-tolevantamento potencial pode ser conduzido ao longo da rota da tubulação. O tubo deve ser escavado em locais onde ativo células de corrosão foram localizados para determinar a extensão de danos causados pela corrosão. Um perfil de potencial contínuo ou um levantamento close-intervalo pode ser necessária para locali zar células ativas de corrosão.
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9.3.3 Tubo de revestimento Levantamento férias A frequência dos inquéritos de férias de revestimento de tubos é geralmente baseada em indícios de que outras formas de controle de corrosão são ineficazes. Por exemplo, em um tubo revestido em que há uma perda progressiva das potencialidades de protecção catódica, ou u m externo vazamento corrosão ocorre um defeito de revestimento, um levantamento de férias revestimento de tubos podem ser usados para avaliar 9.3.4 corrosividade do solo o revestimento. Para tubulações enterradas em comprimentos superiores a 100 pés (30 m) e não catodicamente protegidas, avaliações de corrosiv idade do solo deve ser realizada em intervalos de cinco anos. Medições de resistividade do solo pode ser usado para a class ificação relativa do corrosividade do solo (ver 9.1.4). Outros fatores que podem justificar consideração são mudanças na química do solo e análises da resistência de polarização da interface solo e tubagens. 9.3.5 proteção catódica Se a tubulação é catodicamente protegido, o sistema deve ser monitorada em intervalos de acordo com a Seção 10 do NACE RP0169 ou API 651. 9.3.6 externas e inspeção interna Intervalos Se corrosão interna de tubulações enterradas é esperado como resultado de inspeção na parte s uperior-grade da linha, intervalos de inspeção e métodos para a parte enterrada deve ser ajustada em conformidade. O inspetor deve ser conhecer e considerar a possibilidade de corrosão interna acelerou em DeadLegs.
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API 570
A condição externa de tubulações enterradas que não é catodicamente protegido devem ser determinados por qualquer raspagem, que pode medir a espessura da parede, ou por escavação de acordo com a frequência dada na Tabela 5. significativa externo corrosão detectada por raspagem ou por outros meios podem exigir escavação e de avaliação, mesmo que a tubagem está catodicamente protegida. Tubulação controladas periodicamente pela escavação devem ser inspeccionados em comprimentos de 6 pés a 8 pés (2,0 m a 2,5 m) em um ou mais locais julgada mais susceptível à corrosão. Escavada tubulação devem ser inspecionados circunferência completa para o tipo e extensão da corrosão (corrosão ou geral) e o estado do revestimento. Se a inspeção revelar revestimento danificado ou tubulação corroída, tubulação adicional deve ser escavado até a extensão da condição é identificado. Se a espessura média da parede é igual ou inferior a espessura de aposentadoria, deve ser reparado ou substituído. Se a tubagem está contido dentro de um tubo de revestimento, a condição do invólucro deve ser inspeccionado para determinar s e a água e / ou no solo tenha entrado no invólucro. O inspector deve verificar o seguinte: a) ambas as extremidades do invólucro estende para além da linha do solo, b) nas extremidades da caixa são selados se a cobertura não é auto-drenagem e c) o tubo de transporte de pressão está devidamente revestido e embrulhado. 9.3.7 Leak Testing Intervalos Uma alternativa ou complemento para inspecção é o teste de fugas com líquido a uma pressão de pelo menos 10% maior do que o máximo a pressão de funcionamento em i ntervalos de um a metade do comprimento dos mostrados na Tabela 5 para tubulação não catodicamente protegido e nos mesmos intervalos, como mostrado na Tabela 5 para a tubagem c atodicamente protegido. O teste de vazamento deve s er mantida por um período de 8 horas. Quatro horas após a pressurização inicial do sistema de tubagens, a pressão deve ser notada e, se necessário, a linha pressurizada para a pressão de teste original e isolado a partir da fonte de pressão. Se, durante o remanescente do período de teste, a pressão diminui mais do que 5%, a tubagem deve ser visualmente inspeccionado externamente e / ou inspecionados internamente para encontrar o vazamento e avaliar o grau de corrosão. Medições de Sonic pode ser útil para localizar vazamentos durante o teste de vazamento. Tubulação enterrado também podem ser pesquisados pela i ntegridade usando volumétrica com correção de temperatura ou métodos de ensaio de pressão. Outros métodos de ensaio de fugas alternativo envolverá a análise de emissão acústica e a adição de um fluido marcador para o A linha pressurizado (tal como o hélio ou hexafloride enxofre). Se o marcador é adicionado ao fluido de serviço, o proprietário / utilizador deve confirmar a adequação para processo e produto. Tabela 5-Frequência de Inspeção de tubulação enterrado sem efetiva proteção catódica Resistividade do solo (ohm-cm) Inspeção Intervalo (anos) <2000
cinco
2000 a 10.000
10
> 10000
15
9.4 Reparos Sistemas de tubulação enterrada 9.4.1 Reparos Coatings Qualquer revestimento removido para inspeção deve ser renovada e inspecionadas de forma adequada. Para reparos de revestiment o, o inspetor deve ser assegurado que o revesti mento atenda aos seguintes critérios: a) tem aderência suficiente para o tubo para evitar a migração underfilm de umidade,
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TUBULAÇ O INSPEÇ O CODE: INSPEÇ O EM SERVIÇO, CLASSIFICAÇ O, REPAROS e alteração de redes de canalização
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b) é suficientemente dúctil para resisti r à quebra, c) é livre de vazios e lacunas no revestimento (férias), d) não tem força suficiente para resistir a danos devido ao manuseio e estresse do solo, e) que pode suportar qualquer proteção catódica suplementar. Além disso, a reparação do revestimento pode ser testada utilizando um detector de férias de alta tensão. A tensão detector deve ser ajustado para o valor adequado para o material de revestimento e a espessura. Quaisquer feriados encontradas devem ser reparadas e retestados. 9.4.2 Reparos Grampo Se os vazamentos de tubulações são fixadas e enterrados, a localização do grampo deve ser registrado no registro de inspeção e pode ser superfície marcada. Tanto o marcador eo registro deve observar a data de instalação ea localização do grampo. Tudo grampos deve ser considerado temporário. A tubulação deve s er permanentemente reparado na primeira oportunidade. 9.4.3 Reparos soldados Reparos soldadas deve ser feita de acordo em 8.2. / / ^: ": ^ "*": $ "\
9,5 Registros Sistemas de registos de tubulação enterrada deve ser mantido de acordo com 7.6. Além disso, um registro da locali zação e data de instalação de grampos temporários devem ser mantidos.
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Anexo A (Informativo) Certificação Inspector A.1 Exame A prova escrita para certificar inspetores no âmbito do API 570 deve basear-se na API atual 570 organismo de certificação inspetor do conhecimento como public ado pela API.
Certificação A.2 Uma API 570 autorizado tubulação certificação inspetor será emitido quando o candidato ter sido aprovado no API 570 exame de certificação e satisfaça os critérios de experiência e educação. Educação e experiência, quando combinado, é igual a, pelo menos, um dos seguintes: a) um bacharel formado em engenharia ou tecnologia, além de um ano de experiência na supervisão de actividades de inspecção ou a realização de actividades de inspecção, conforme descrito na API 570; b) um grau de dois anos ou certificado em engenharia ou tecnologia, além de dois anos de experiência na c oncepção, construção, reparação, inspeção ou operação de sistemas de tubulação, dos quais um ano deve ser na supervisão de actividades de inspecção ou a realização de actividades de inspecção, confor me descrito na API 570; c) um diploma de ensino médio ou equivalente, acrescido de três anos de experiência na concepção, construção, reparação, inspeção, ou operação de sistemas de tubulação, dos quais um ano deve ser na supervisão das atividades ou a realização de inspeção actividades de inspecção, conforme descrito na API 570; d) um mínimo de cinco anos de experiência na concepção, construção, reparação, inspeção ou operação de tubulação sistemas, dos quais um ano deve ser na supervisão das ativ idades ou a execução de atividades de inspeção de inspeção como descrito no API 570.
A.3 Recertificação A.3.1 Recertificação é exigido três anos a partir da data de emissão da API 570 autorizado Inspetor de tubulação certificado. Recertificação por exame escrito será exigido para os inspectores de tubulação autorizados que não foram ativamente engajados como inspetores de tubulação autorizadas no âmbito do mais recente período de certificação de três anos e para inspetores de tubulação autorizados que ainda não tenham obtido aprovação no exame. Exames vão estar de acordo com tudo disposições contidas na API 570. A.3.2 "Ativamente engajada como um inspector da tubulação autorizado" deve ser definido como um mínimo de 20% do tempo gasto realização de atividades ou supervisão das actividades de inspecção de fiscalização, ou suporte de engenharia das actividades de inspecção, como descrito na API 570, durante o período mais recente de certificação de três anos. Atividades NOTEInspection comuns a outros documentos de inspeção API (EQM, manutenção de registros, análise, de documentos de soldagem, etc) podem ser aqui considerados.
A.3.3 Uma vez que todas as outras período de recertificação (a cada seis anos), os inspectores ativamente engajados como tubulação autorizado inspector deve demonstrar conhecimento das revisões da API 570 que foram instituídos durante os seis anos anteriores. Este exigência surtirá efeito seis anos após a data inicial de certificação do inspetor. Os inspectores que não foram ativamente engajados como inspetor de tubulação autorizado na mais recente período de certificação de três anos deve recertificação conforme exigido em A.3.1.
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Anexo B (Informativo) Os pedidos de Interpretações B.1 Introdução API irá considerar pedidos escritos de interpretações da API 570. Pessoal API vai fazer essas interpretações por escrito após consulta, se necessário, com os oficiais de comissões apropriadas e os membros da comissão. A API comitê responsável pela manutenção API 570 s e reúne regularmente para considerar pedidos escritos de interpretações e revisões, e para desenvolver novos critérios, como ditado pelo desenvolvimento tecnológico. As atividades da Comissão neste matéria são limitados estritamente a interpretações da última edição da API 570 ou para a consideração de revisões de API 570 com base nos novos dados ou tecnologia. Por uma questão de política, a API não aprova, certifico, taxa, ou endossa qualquer item, construção, equipamento de propriedade, ou atividade; e, consequentemente, os inquéritos que exigem tal consideração será devolvido. Além disso, a API não age como um consultor em problemas de engenharia específicos ou na compreensão geral ou aplicação das regras. Se, com base na a informação do inquérito submetido, é o parecer da comissão que o i nvestigador deve procurar engenharia ou assistência técnica, o inquérito será devolvido com a recomendação de que tal assis tência ser obtida. Todas as perguntas que não fornecem as informações necessárias para a compreensão total será devolvido.
B.2 Sua mensagem Format Consultas devem ser estritamente limitados aos pedidos de interpretação da última edição da API 570 ou para a consideração de revisões a API 570 com base em novos dados ou tecnologia. Consultas devem ser submetidos no seguinte formato: a) Scope-O inquérito deve envolver um único assunto ou assuntos intimamente relacionados. Uma carta de inquérito relativo à assuntos não relacionados serão devolvidos. b) Fundo-A carta consulta deve indicar a finalidade do inquérito, que deve ser a obtenção de uma interpretação de API 570 ou para propor a consideração de uma revisão de API 570. A carta deve fornecer de forma concisa o informações necessárias para a compreensão completa do inquérito (com esboços, se necessário) e incluem referências à edição aplicável, revisão, parágrafos, figuras e tabelas. c) Sua mensagem-O inquérito deve ser mencionada em um formato de pergunta precisa condensado e, omitindo fundo s upérfluo informações e, se for caso disso, composta de tal maneira que "sim" ou "não" (talvez com ressalvas) seria um resposta adequada. Esta declaração de inquérito devem ser tecnicamente e editorialmente correta. O investigador deve indicar o que ele ou ela acredita API 570 exige. Se, na opinião do investigador é necessária uma revisão de API 570, o investigador deve fornecer redacção recomendada. Enviar o pedido de interpretação para o Pedido de API para o site Interpretação: http://apiti.api.org.
Pedido B.3 para respostas de interpretação As respostas a pedido prévio de interpretação podem ser encontrados no site da API em http://mycommittees.api.org/ normas / reqint / default.aspx.
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Anexo C (Informativo) Exemplos de Reparos Reparos C.1 Soldagem manual utilizando o metal-arc gás ou processos de metal arco blindados podem ser usados. Quando a temperatura está abaixo de 50 ° F (10 ° C), eletrodos de baixo hidrogênio, AWS E-XX16 ou E-XX18, deve ser utilizada quando materiais de solda em conformidade com a norma ASTM A-53, graus A e B; A-106, grau A e B; A-333; A-334; 5L API; e outro material semelhante. Estes eléctrodos também devem ser utilizados em graus mais baixos de material, quando a temperatura do material é inferior a 32 ° F (0 ° C). O engenheiro de tubulação deve ser consultado para casos que envolvem diferentes materiais. Quando AWS E-XX16 ou E-XX18 eletrodos são usados em números de solda 2 e 3 (ver figura C.1 abaixo), as contas serão ser depositada por começando na parte inferior da montagem e soldadura para cima. O diâmetro dos eletrodos deve não exceda 5/32 polegadas (4,0 mm). Os eléctrodos maior que 5/32 polegadas (4,0 mm) podem ser utilizados em número de solda 1 (ver Figura C.1), mas o diâmetro não deve ser superior a 3/16 polegadas (4,8 mm). As soldas longitudinais (número 1, Figura C.1) na manga de reforço deve ser equipado com uma fita adequada ou aço carbono tira de suporte (ver nota) a fim de evitar a fusão da solda para a parede lateral do tubo. ObservaçãoSe o tubo original junto número de solda 1 foi verificada cuidadosamente por métodos de ultra-som e é de suficiente Espessura de soldadura, uma tira de suporte não é necessário.
Todos os procedimentos de reparo e de solda para linhas em operação deve estar em conformidade com a API 2201.
C.2 Patches pequeno reparo O diâmetro dos eléctrodos não deve ser superior a 5/32 polegadas (4,0 mm). Quando a temperatura do material de base está abai xo 32 ° F (0 ° C), devem ser utilizados os eletrodos de baixa de hidrogênio. Tecelagem de cordões de solda depositados com eletr odos de baixo hidrogênio devem ser evitados. - `, ```,,,, , ```` - `-`,`,`, `,`---
Todos os procedimentos de reparo e de s olda para linhas em operação deve es tar em conformidade com a API 2201. Exemplos de remendos de reparação de pequenos são mostrados abaixo na Figura C.2.
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TUBULA TUBULAÇ Ç O INSPE INSPEÇ Ç O CODE: CODE: INSPEÇ INSPEÇ O EM SERVI SERVIÇO, ÇO, CLAS CLASSIF SIFICA ICAÇ Ç O, REPAR REPAROS OS e alter alteraç ação ão de rede redess de canalização
Figura C.1-Cerco Repair Sleeve
1 polegada (25 mm) raio mínimo
Forma-C.2 pequenas manchas de reparo
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A partir de 1 janeiro de 2009. Membros API recebem um desconto de 30%, quando aplicável.
2009
O desconto membro não se aplica a co mpras feitas com o propósito de revenda ou para incorporação em produtos comerciais, cursos de formação, workshops, ou outros empresas comerciais.
Publicações Formulário de Pedido
Disponível através IHS: Telefone Ordens: 1-800-854-7179
(Ligação gratuita em os EUA eo Canadá) (Locais e internacion internacionais) ais)
303-397-7956 Encomendas por fax: 303-397-2740 global.ihs.com Pedidos Online:
Data:
JMembro API (Verifique se o Sim)
Fatura Para (J Veja aqui se mesmo como "Ship To")
Enviar para (UPS não vai entregar a uma caixa P.O.)
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CEP / Código Postal:
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CEP / Código Postal:
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Telefone:
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Fax:
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Email:
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Quantidade
SO#
Título Código API 510, Inspeção de Vasos de Pressão: Inspeção de Manutenção, Avaliação, Reparo e Alteração
Preço unitário
$ 146,00
API 574, Inspeção de Práticas para Componentes do sistema de tubulação
$ 132,00
RP 578, Programa de Verificação de materiais para novos e existentes liga Sistemas de Tubulação
$ 118,00
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API 579-1/ASME FFS-1, Fitness-For-Service Fitness-For-Service
$ 150,00
Std 598, a Valve e Teste de Inspeção
$ 76,00
RP 651, proteção catódica de tanques de armazenamento Aboveground
Total
$ 102,00
Subtotal
JPagamento fechadoJEdifício dos correios Não. (Anexar cópia) JCarregue Minha Conta IHS Não. JVISAJMasterCardJAmerican Express JDiners ClubJDescobrir
Imposto sobre Vendas Aplicável (Ver abaixo) Taxa de transporte corrida (Ver abaixo) Envio e manipulação (Ver abaixo)
Cartão de Crédito No.:
Total (Em dólares dos EUA)
Nome de impressão (como (como aparece no cartão):
#Para ser colocado em Standing Order par a futuras edições deste
ublicação, coloque uma marca de verificação na coluna SO e assinar aqui:
Data de validade: Assinatura:
Preço e disponibilidade sujeitos a alteração sem aviso prévio.
Ordens de correio - Pagamento por cheque ou ordem de pagamento em dólares é necessária, exceto para as contas estabelecidas. Impostos estaduais e locais, US $ 10 taxa de processamento e transporte de 5% deve ser
adicionado. IHS, 15 East,estabelecidos. a / c de Vendas nFatura o Varejo, Englewood, COreal 80112-5776, EUA. Enviar ordens de- correio para: Ordens de Compra As ordens de Publicações compra sãoAPI, aceitos a Inverness partir de Way contas incluirá o custo do frete, uma taxa de processa mento de US $ 10, mais os impostos estaduais e locais. Encomendas por telefone - Se pedir por telefone, uma taxa de processamento de US $ 10 e os custos de frete r eais serão adicionados à ordem. Imposto sobre Vendas - Todas as compras dos EUA deve incluir aplicável estadual e municipal imposto sobre vendas. Clientes que reivindicam status de isenção fiscal deve fornecer IHS com uma cópia do seu certificado de isenção. Expedição (Ordens dos EUA) - Pedidos enviados dentro os EUA são enviados por via rastreáveis. A maioria dos pedidos são enviados no mesmo dia. Atualizações de assinatura são enviadas por First-Class Mail. Outras opções, incluindo o serviço no dia seguinte, serviço aéreo, e transmissão de fax estão disponíveis a um custo adicional. Ligue para 1 -800-854-7179 para obter mais informações. Expedição (Ordens Internacionais) - Transporte marítimo internacional padrão é pelo ar serviço de correio expresso. Atualizações de assinatura são enviados pelo World Mail. Parto normal é de 3-4 dias a par tir data de envio. Taxa de Rush Shipping - Próxima ordens de entrega no dia cobrar é de $ 20, além dos encargos de transporte. Próxima ordens de entrega no dia devem ser colocados por 2:00 MST para garantir a entrega durante a noite. Retorna - Todas as devoluções devem ser pré-aprovados pelo telefone do Departamento de Atendimento ao Cliente IHS em 1-800-624-3974 para obter informações e assistência. Pode haver uma taxa de r eabastecimento de 15%. Itens de ordem especial, documentos eletrônicos e materiais datado de idade não podem devolvidos.
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HÁ MAIS De onde veio isso. API fornece recursos e programas adicionais para a indústria de petróleo e gás natural, que são com base em normas API. Para mais informações, contactar:
MONOGRAMA API®LICENCIAMENTO PROGRAMA Telefone: 202-962-4791 Fax :202-682-8070 Email:
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API INDIVIDUAL DE CERTIFICAÇÃO PROGRAMAS (ICP®) Telefone: 202-682-8064 Fax :202-682-8348 Email:
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ESCRIVÃO DE QUALIDADE API (APIQR ®)
LICENCIAMENTO DO MOTOR API PETRÓLEO E SISTEMA DE CERTIFICAÇÃO (EOLCS) Telefone: 202-682-8516 Fax :202-962-4739 Email:
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> ISO do registro 9001 > ISO / TS 29001 do registro > ISO 14001 do registro > Spec API Q1 Registro ®
Telefone: 202-962-4791 Fax :202-682-8070 Email:
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PETROTEAM API (formação, EDUCAÇÃO E REUNIÕES) Telefone: 202-682-8195 Fax :202-682-8222 Email:
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