Prácticas de inspección para tuberías y Componentes del sistema
API PRÁCTICA RECOMENDADA 574 TERCERA EDICIÓN, noviembre de 2009
Notas especiales Publicaciones API abordar necesariamente los problemas de carácter general. Con respecto a las circunstancias particulares, locales, leyes y reglamentos estatales y federales deben ser revisados. Ni API ni ninguno de API de empleados, subcontratistas, consultores, comités u otros c esionarios hacen ninguna garantía o representación, ya sea expresa o implícita, con respecto a la exactitud, integridad o utilidad dela información contenida en el presente documento, ni asume ninguna obligación o responsabilidad por cualquier uso, o los resultados de dicho uso, de cualquierinformación o proceso proceso descrito en esta publicación. Ni API ni ningún empleado de API, subcontratistas,consultores u otros cesionarios representan que el uso de esta publicación no infrinjan los derechos de propiedad privada. Áreas clasificadas pueden variar dependiendo de la ubicación, las condiciones, el equipo y las sustancias que participan en cualquier situación dada. Los usuarios de esta práctica recomendada (PR) deben consultar a las l as autoridades competentes con jurisdicción. Los usuarios de esta PR no deben basarse exclusivamente en la información contenida en este documento. Empresa de sonido, científico,ingeniería, y el juicio de seguridad deben ser usados en el empleo de la información aquí contenida. API no está llevando a cabo para cumplir con los deberes de los empleadores, los fabricantes o proveedores para advertir y entrenar correctamente yequipar a sus empleados, y personal expuesto, en relación con los riesgos y las precauciones de salud y seguridad, ni llevar a cabo suobligaciones para cumplir con las autoridades competentes. La información relativa a los riesgos de seguridad y salud y las medidas preventivas adecuadas con respecto a los materiales particulares ycondiciones se deben obtener del empleador, el fabricante o proveedor de ese material, o la seguridad de los materialeshoja de datos. Publicaciones de la API pueden ser utilizados por cualquier persona que desee hacerlo. Cada esfuerzo se ha hecho por el Instituto para asegurarla precisión y la fiabilidad de los datos contenidos en ellos; Sin embargo, el Instituto no hace ninguna representación, garantía, ogarantizar en el marco de esta publicación y por el presente rechaza expresamente obligación o responsabilidad por pérdidas odaños resultantes de su uso o por la violación de cualquier autoridad que tenga jurisdicción con la que esta publicaciónconflicto. Publicaciones de la API se publican para facilitar la amplia disponibilidad de probada, la ingeniería de sonido y de funcionamientoprácticas. Estas publicaciones no están destinados a obviar la necesidad de aplicar criterios de ingeniería de sonidocon respecto a cuándo y dónde estas publicaciones se deben utilizar. La formulación y publicación de publicaciones de l a API No se pretende de ninguna manera para inhibir cualquier usuario de cualquier otra práctica. Cualquier fabricante de equipos de marcado o materiales en conformidad con los requisitos de marcado de un estándar APIes el único responsable de cumplir con todos los requisitos aplicables de esta norma. API no representa,orden judicial, o la garantía de que tales productos no sean conformes a la norma API aplicable.
Notas especiales Publicaciones API abordar necesariamente los problemas de carácter general. Con respecto a las circunstancias particulares, locales, leyes y reglamentos estatales y federales deben ser revisados. Ni API ni ninguno de API de empleados, subcontratistas, consultores, comités u otros c esionarios hacen ninguna garantía o representación, ya sea expresa o implícita, con respecto a la exactitud, integridad o utilidad dela información contenida en el presente documento, ni asume ninguna obligación o responsabilidad por cualquier uso, o los resultados de dicho uso, de cualquierinformación o proceso proceso descrito en esta publicación. Ni API ni ningún empleado de API, subcontratistas,consultores u otros cesionarios representan que el uso de esta publicación no infrinjan los derechos de propiedad privada. Áreas clasificadas pueden variar dependiendo de la ubicación, las condiciones, el equipo y las sustancias que participan en cualquier situación dada. Los usuarios de esta práctica recomendada (PR) deben consultar a las l as autoridades competentes con jurisdicción. Los usuarios de esta PR no deben basarse exclusivamente en la información contenida en este documento. Empresa de sonido, científico,ingeniería, y el juicio de seguridad deben ser usados en el empleo de la información aquí contenida. API no está llevando a cabo para cumplir con los deberes de los empleadores, los fabricantes o proveedores para advertir y entrenar correctamente yequipar a sus empleados, y personal expuesto, en relación con los riesgos y las precauciones de salud y seguridad, ni llevar a cabo suobligaciones para cumplir con las autoridades competentes. La información relativa a los riesgos de seguridad y salud y las medidas preventivas adecuadas con respecto a los materiales particulares ycondiciones se deben obtener del empleador, el fabricante o proveedor de ese material, o la seguridad de los materialeshoja de datos. Publicaciones de la API pueden ser utilizados por cualquier persona que desee hacerlo. Cada esfuerzo se ha hecho por el Instituto para asegurarla precisión y la fiabilidad de los datos contenidos en ellos; Sin embargo, el Instituto no hace ninguna representación, garantía, ogarantizar en el marco de esta publicación y por el presente rechaza expresamente obligación o responsabilidad por pérdidas odaños resultantes de su uso o por la violación de cualquier autoridad que tenga jurisdicción con la que esta publicaciónconflicto. Publicaciones de la API se publican para facilitar la amplia disponibilidad de probada, la ingeniería de sonido y de funcionamientoprácticas. Estas publicaciones no están destinados a obviar la necesidad de aplicar criterios de ingeniería de sonidocon respecto a cuándo y dónde estas publicaciones se deben utilizar. La formulación y publicación de publicaciones de l a API No se pretende de ninguna manera para inhibir cualquier usuario de cualquier otra práctica. Cualquier fabricante de equipos de marcado o materiales en conformidad con los requisitos de marcado de un estándar APIes el único responsable de cumplir con todos los requisitos aplicables de esta norma. API no representa,orden judicial, o la garantía de que tales productos no sean conformes a la norma API aplicable.
Prefacio Esta práctica recomendada (RP) se basa en el conocimiento acumulado y la experiencia de los ingenieros, inspectores,y otros miembros del personal en la industria petrolera y petroquímica. Se tiene la intención de complementar la API 570, Tuberías Código de Inspección: Inspección, reparación, modificación y recalificación de en servicio de t uberías Sistemas. Nada de lo contenido en cualquier publicación de la API debe ser interpretado como una concesión de derecho, por implicación o de otro modo, para la fabricación, venta o uso de cualquier método, aparato o producto cubierto por la patente de letras. Tampoco debe nada contenida en la publicación interpretarse como asegurar que nadie de la responsabilidad por la infracción de la patente de letras. Deberá: Tal como se utiliza en una norma, "deberá" indica un requisito mínimo con el fin de ajustarse a la especificación. En caso de que: Tal como c omo se utiliza en un estándar, "debería" indica una u na recomendación o lo que se recomienda, pero no se requiere con el fin para conformarse a la especificación. Este documento fue elaborado bajo los procedimientos de normalización de la API que aseguren la debida notificación y participación en el proceso de desarrollo y se designa como un estándar API. Las cuestiones relativas a la interpretación del contenido de esta publicación o comentarios y preguntas relativas a los procedimientos bajo los cuales esta publicación fue desarrollada debe ser dirigida por escrito al Director de Normas, Americano del Petróleo Instituto, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005. Las solicitudes de autorización para reproducir o traducir todo o parte del material publicado en este documento también deberán dirigirse al director. En general, las normas API se revisarán y modificarán, reafirmaron, o retiradas al menos cada cinco años. A una sola vez extensión de hasta dos años se puede añadir a este ciclo de revisión. Estado de la publicación se puede determinar a partir de la Departamento de Normas API, teléfono (202) 682-8000. Un catálogo de publicaciones y materiales de la API se publica anualmente por API, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005. Las revisiones sugeridas están invitados y deben presentarse al Departamento de Normas, API, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005,
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Contents
1 Scope . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 2 Normative References. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 3 Terms, Definitions, Acronyms and Abbreviations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 3 3.1 Terms and Definitions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 3.2 Acronyms and Abbreviations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 7 4 Piping Components. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 4.1 Piping . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 4.2 Tubing . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 4.3 Valves . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 4.4 Fittings. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 4.5 Flanges . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 4.6 Expansion Joints. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 5 Pipe-joining Methods . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 5.1 General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 5.2 Threaded Joints. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 5.3 Welded Joints. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 5.4 Flanged Joints. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 5.5 Cast Iron Pipe Joints. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 5.6 Tubing Joints . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 5.7 Special Joints. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 5.8 Nonmetallic Piping Joints. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 6 Reasons for Inspection. . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 6.1 General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 6.2 Safety . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 6.3 Reliability and Efficient Operation. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 6.4 Regulatory Requirements. . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 7 Inspection Plans . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 7.1 General . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 7.2 Developing an Inspection Plan . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 7.3 Monitoring Process Piping. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32 7.4 Inspection for Specific Damage Mechanisms . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 7.5 Integrity Operating Envelopes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 8 Frequency and Extent of Inspection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 8.1 General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 8.2 Online Inspection. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 8.3 Offline Inspection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 8.4 Inspection Scope. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 9 Safety Precautions and Preparatory Work . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 9.1 Safety Precautions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 9.2 Preparatory Work. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 9.3 Investigation of Leaks. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 10 Inspection Procedures and Practices.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 10.1 External Visual Inspection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 10.2 Thickness Measurements. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 10.3 Internal Visual Inspection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 10.4 NonmetallicPiping. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 10.5 Pressure Tests . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65 10.6 Hammer Testing. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 10.7 Tell-tale Hole Drilling . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 10.8 Inspection of Piping Welds. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69 10.9 Other Inspection Methods . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69 10.10 Inspection of Underground Piping . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69 10.11 Inspection of New Fabrication, Repairs and Alterations. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78
11 Determination of Minimum Required Thickness . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80 11.1 Piping . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80 11.2 Valves and Flanged Fittings . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83 12 Records. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84 12.1 General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84 12.2 Sketches . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85 12.3 Numbering Systems . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86 12.4 Thickness Data. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86 12.5 Review of Records. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86 12.6 Record Updates . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86 12.7 Audit of Records . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86 Annex A (informative) External Inspection Checklist for Process Piping. . . . . . . . . . . . . . . . . 88
Figures
1 Cross Section of a Typical Wedge Gate Valve . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 2 Cross Section of a Typical Globe Valve . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 3 Cross Sections of Typical Lubricated and Nonlubricated Plug Valves. . . . . . . . . . . . . . . 19 4 Cross Section of a Typical Ball Valve . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 5 Cross Section of a Typical Diaphragm Valve . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 6 Typical Butterfly Valve . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 7 Cross Sections of Typical Check Valves . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 8 Cross Section of a Typical Slide Valve . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22 9 Flanged-end Fittings and Wrought Steel Butt-welded Fittings . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 10 Forged Steel Threaded and Socket-welded Fittings . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 11 Cross Section of a Socket-welded Tee Connection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 12 Flange Facings Commonly Used in Refinery and Chemical Plant Piping . . . . . . . . . . . . . 26 13 Types of Flanges . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 14 Cross Section of a Typical Bell-and-spigot Joint . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 15 Cross Sections of Typical Packed and Sleeve Joints . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27 16 Cross Sections of Typical Tubing Joints . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 17 Piping Circuit Example . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 18 Erosion of Piping. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 19 Corrosion of Piping . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 20 Internal Corrosion of Piping. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 21 Severe Atmospheric Corrosion of Piping. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 22 Injection Point Circuit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 23 S/A Interface Corrosion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 24 Radiograph of a Catalytic Reformer Line . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 25 Radiograph of Corroded Pipe Whose Internal Surface is Coated with Iron Sulfide Scale .59 26 Sketch and Radiograph of Dead-end Corrosion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 27 Underground Piping Corrosion Beneath Poorly Applied Tape Wrap . . . . . . . . . . . . . . . . 70 28 Pipe-to-soil Internal Potential Survey Use to Identify Active Corrosion Spots in Underground Piping .71 29 Example of Pipe-to-Soil Potential Survey Chart . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72 30 Wenner Four-pin Soil Resistivity Test. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 31 Soil Bar Used for Soil Resistivity Measurements . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 32 Two Types of Soil Boxes Used for Soil Resistivity Measurements . . . . . . . . . . .. . . . . . . . 76 33 Typical Isometric Sketch. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85 34 Typical Tabulation of Thickness Data . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87
Tables 1 Nominal Pipe Sizes (NPSs), (NPSs), Schedules, Weight Classes, and Dimensions of Steel Pipe . . 9 2 Nominal Pipe Sizes (NPSs), (NPSs), Schedules, and Dimensions of Stainless Stainless Steel Pipe . . . . . . 13 3 Permissible Tolerances in Diameter and Thickness for Ferritic Pipe . . . . . . . . . . . . . . . 15 4 Damage Mechanisms Associated with Nonmetallic Piping . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 5 Comparison of Common Nonmetallic Piping NDE Techniques. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66 6 MinimumThicknesses for Carbon and Low-alloy Steel Pipe. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83
Prácticas de inspección para los componentes del sistema de tuberías. 1 scop Esta práctica recomendada (RP) complementa API 570, proporcionando inspectores de tuberías con la información que puede mejorar la habilidad y aumentar los conocimientos y prácticas básicas. Esta RP describe las prácticas de inspección de tuberías, tubos,válvulas (distintas de las válvulas de control), y accesorios utilizados en las refinerías de petróleo y plantas químicas. tuberías Común componentes, tipos de válvulas, métodos de unión de tuberías, los procesos de planificación de la inspección, los intervalos de inspección y técnicas, y los tipos de registros se describen para ayudar al inspector en el cumplimiento de su función la implementación de la API 570. Esta publicaciónno cubre la inspección de artículos de la especialidad, incluyendo válvulas de instrumentación y control.
2 Referencias Normativas Los siguientes documentos referenciados son indispensables para la aplicación de este documento. Para las referencias con fecha,sólo aplica la edición citada. Para las referencias sin fecha, la última edición del documento de referencia (incluyendo cualquier modificación). API 570, Tuberías Código inspección: inspección, reparación, modificación y recalificación de en servicio de tuberías Sistemas API Práctica Recomendada 571, Daños mecanismos que afectan equipo fijo en la industria de la refinación API Práctica Recomendada 577, Soldadura Inspección y Metalurgia API Práctica Recomendada 578, programa de verificación de materiales para nuevos y existentes sistemas de tuberías de aleación API 579-1 / ASME FFS-11, Fitness-For-ServicePráctica Recomendada API 580, Inspección Basada en Riesgo API Práctica Recomendada 581, tecnología de inspección basado en el riesgo Especificación API 5L, Especificación para Tubos API Standard 594, válvulas de retención: con brida, Lug, Wafer y Butt-soldadura API Standard 598, la válvula de Inspección y Pruebas API estándar 599, metal Plug-Válvulas bridadas, roscadas y soldadura Final API estándar 600, válvulas de compuerta con bridas de acero y la soldadura a tope Termina, capos atornilladas API Standard 602, Las Puertas de Acero, Globo y Retención para Tamaños DN 100 y menor para el Petróleo y Natural Industrias de Gas API estándar 603, resistentes a la corrosión, puerta Bonnet atornillado-Válvulas con bridas y extremos soldadura a tope API Standard 608, Metal Válvulas de bola-bridas, roscado y soldadura Final
API Standard 609, válvulas de mariposa: Doble brida, equipajes y Wafer-Tipo API Práctica Recomendada 651, Protección catódica de tanques de superficie de almacenamiento de petróleo API Práctica Recomendada 751, Operación Segura de Unidades de ácido fluorhídrico de alquilación API Práctica Recomendada 932-B, de diseño, materiales, fabricación, funcionamiento y Directrices para la Inspección Control de Corrosión en Hidro procesamiento Reactor de Efluentes del refrigerador de aire (REAC) Sistemas API Práctica Recomendada 936, instalación refractaria de Control de Calidad-Directrices de Inspección y Pruebas Refractarios monolíticos forros y Materiales API Práctica Recomendada 941, Aceros para Servicio de hidrógeno a temperaturas elevadas y presiones en Petróleo, Refinerías y plantas petroquímicas API Práctica Recomendada 945, Evitar Cracking Ambiental en unidades de amina API 2217A Publicación, Directrices para el Trabajo en Espacios Confinados inertes en la Industria Petrolera y Petroquímica ASME B1.20.12, Pipe Threads, General Purpose (Inch) ASME B16.20, Metálico Juntas de Tubería Bridas-Ring-Joint, en espiral, y con camisa ASME B16.25 Soldadura a tope, Final ASME B16.34, Válvulas-bridada, roscado, soldadura y Fin ASME B16.47, grandes Bridas Diámetro de acero ASME B16.5, de tuberías Bridas y Conexiones con bridas NPS1 / 2 A través de fuentes de energía nuclear de 24 mm / in Standard ASME B31.3, Tubería de Proceso ASME B31G, Manual para la determinación de la fuerza que le quedaba de corroídos Tuberías ASME B36.10M, soldada y sin fisuras de tubos de acero forjado ASME B36.19M, tubos de acero inoxidable ASME para calderas y recipientes a presión Código (BPVC), Sección V: El examen no destructivo ASME para calderas y recipientes a presión Código (BPVC), Sección V: El examen no destructivo; Artículo 11: Acústica Emisión Examen de los buques plástico reforzado con fibra ASME RTP-1, reforzado con plástico termoestable resistente a la corrosión del equipo ASTM A533, Especificación Estándar para Tubo, sumergido en caliente de acero, Negro y, cincadas, soldadas y sin costuras ASTM A106, Especificación Estándar para SeamlessCarbon Steel Pipe para servicio de alta temperatura
ASTM A530, Especificación estándar para Requisitos Generales para Specialized de carbono y de aleación de tubos de acero ASTM B88, Especificación estándar para tubos sin soldadura de cobre de agua ASTM D2583, Método de prueba estándar para la sangría de la dureza de los plásticos rígidos por medio de un Impresor Barcol ASTM E1118, Práctica estándar para la Emisión Acústica Examen de resina termo estable reforzado Pipe (RTRP) ASTM G57, Método de prueba estándar para la medición de campo de resistividad del suelo Uso del Wenner de cuatro electrodos MétodoMTI Proyecto 129-994, Autoayuda Guía para la inspección en servicio de los equipos de FRP y tuberíasMTI Proyecto 160-04, Guía para el Diseño, Fabricación, Instalación y Operación de FRP Bridas y Juntas NACE RP 01695, Control de la corrosión externa en metro o sistemas de tuberías metálicas sumergidas NACE RP 0274, Norma Práctica recomendada Alta Tensión Eléctrica Inspección de Revestimientos de tuberías NACE publicación 34101, Inyección Refinería y proceso de mezcla PuntosOLF6, Directrices recomendados para NDT de Sistemas y Tanques de tubería de PRFVTítulo 29 del Código Federal de Regulatiosn (CFR) Parte 1910.1197, Proceso de Gestión de la Seguridad de Altamente Peligrosos Productos Químicos
3 términos, definiciones, acrónimos y abreviaturas 3.1 Términos y Definiciones A los efectos de este documento, se aplican las siguientes definiciones.
3.1.1 Modificación Un cambio físico en cualquiera de los componentes que tiene implicaciones que afectan a la capacidad de diseño que contiene la presión oflexibilidad de un sistema de tuberías más allá del alcance de su diseño. NOTA: Las siguientes alteraciones no se consideran: comparable o duplicar reemplazo; la adición de cualquier rama reforzada conexión igual o menor que el tamaño de conexiones de ramales reforzados existentes; y la adición de conexiones de ramales noque requiere refuerzo.
3.1.2 ASME B31.3 Abreviatura de ASME B31.3, Tubería de Proceso, publicado por ASME International.
3.1.3 Revestimiento
Una placa de metal adheridos a un sustrato de metal a alta presión y temperatura, cuyas propiedades se adaptan mejor para resistir el daño del proceso que el metal de sustrato.
3.1.4 Ubicaciones de monitorización de estado CMLs Áreas designadas en los sistemas de tuberías, donde se llevan a cabo exámenes periódicos. Anteriormente, eran normalmentea que se refiere como "lugares de monitoreo de espesor (TMLS)."
3.1.5 Tolerancia de corrosión Espesor de material adicional añadido para permitir la pérdida de material durante la vida de diseño del componente.
3.1.6 Especialista en corrosión Una persona, aceptable para el propietario/usuario, que tenga conocimientos y experiencia en mecanismos de daño a la corrosión, la metalurgia, la selección de materiales, y técnicas de monitoreo de corrosión.
3.1.7 La corrosión debajo del aislamiento CUI La corrosión bajo aislamiento, incluyendo SCC bajo aislamiento.
3.1.8 Piernas muertas Componentes de un sistema de tuberías que normalmente no tienen flujo significativo. Nota: Las ubicaciones de Dead-piernas incluyen: ramas en blanco, líneas con válvulas de bloqueo normalmente cerradas, líneas que tienen un extremoen blanco, patas de apoyo ficticias presurizados, estancada tubería de control de derivación de la válvula, las tuberías de la bomba de repuesto, bridas de nivel, entrada de la válvula de alivioy la tubería de colector de salida, la bomba de líneas de derivación de equipamiento, respiraderos altos puntos, puntos, los desagües, sangradores y conexiones de los instrumentos de la muestra.
3.1.9 Defecto
Una imperfección de un tipo o magnitud superior a los criterios aceptables.
3.1.10 Temperatura de diseño La temperatura a la que, bajo la presión coincidente, el mayor espesor o más alta calificación de un sistema de tuberías Se requiere componente. Temperatura
NOTA: El diseño es equivalente a la temperatura de diseño, como se define en ASME B31.3 y otras secciones de código, y es sujetos a las mismas normas relativas a los subsidios para las variaciones de la presión o la temperatura o ambos. Diferentes componentes en el mismo sistema de tuberías o circuito pueden tener diferentes temperaturas de diseño. Al establecer esta temperatura, se debe serdado para procesar temperaturas de fluidos, temperaturas ambiente, calefacción / refrigeración temperaturas de los medios, y el aislamiento.
3.1.11 Punto de inspección Un área definida por un círculo que tiene un diámetro no mayor de 2 pulg. (50 mm) para un diámetro de la línea que no exceda de 10 in.(250 mm), o no mayor que 3 pulg. (75 mm) para las líneas más grandes.
3.1.12 Imperfección Los defectos u otras discontinuidades observadas durante la inspección que pueden estar sujetos a criterios de aceptación durante un ingeniería y análisis de inspección.
3.1.13 Puntos de inyección Lugares en los que se inyectan en las corrientes de proceso relativamente pequeñas cantidades de materiales para el control de la química o de otro tipolas variables del proceso.
NOTA: Puntos de inyección no incluyen los lugares donde se unen dos corrientes de proceso (mezcla tees).
3.1.14 En servicio Los sistemas de tuberías que se han puesto en operación en lugar de nueva construcción antes de ser puestos en servicio.
NOTA: A no en la operación del sistema de tuberías debido a un corte de luz todavía se considera un sistema de tuberías en servicio.
3.1.15 Plan de inspección Una estrategia que define cómo y cuándo serán inspeccionados un sistema de tuberías o circuito de tuberías, reparar y / o mantener.
3.1.16 Inspector Inspector de tuberías Autorizado.
3.1.17 Envolvente operativo integridad Integridad ventana de operación Límites establecidos para las variables de proceso que pueden afectar la integridad del sistema de tuberías de si la operación de proceso dese desvía de los límites establecidos para una cantidad predeterminada de tiempo.
3.1.18 Jurisdicción Una administración gubernamental legalmente constituida que puede adoptar normas relativas a los sistemas de tuberías.
3.1.19 Revestimiento Un material no metálico o metálico, instalado en el interior de la tubería, cuyas propiedades son más adecuadas para resistir el daño del proceso que el material de sustrato.
3.1.20 Espesor mínimo de alerta Un espesor mayor que el espesor mínimo requerido que proporciona para la alerta temprana de la que el servicio futuro la vida de la tubería se gestiona mediante una mayor inspección y evaluación de la vida restante.
3.1.21 Espesor mínimo requerido El espesor mínimo permitido en un CML. Es la más grande de la presión de espesor de diseño o el mínimo estructural espesor en un CML. No incluye el espesor de tolerancia de corrosión o molino tolerancias.
3.1.22 Mezclando camisetas Un componente de tubería que combina las dos corrientes de proceso de diferente composición y/o la temperatura.
3.1.23 En funcionamiento Una condición en la que la tubería contiene cualquier cantidad de fluido de proceso.
3.1.24 Propietario/usuario Un propietario o usuario de los sistemas de tuberías que ejerce el control de la operación, ingeniería, inspección, reparación, alteración, pruebas y recalificación de los sistemas de tuberías.
3.1.25 Tubo Un cilindro estanco a la presión usada para transmitir un fluido o para transmitir una presión de fluido, normalmente designado "pipe" en especificaciones de materiales aplicables.
NOTA: Materiales designados "tubo" o "tubo" en las especificaciones son tratados como pipa cuando se destine al servicio de la presión.
3.1.26 Circuito de tuberías Un circuito de tuberías es una sección de la tubería de la que todos los puntos están expuestos a un ambiente de corrosividad similar y que es de las condiciones de diseño similares y material de construcción.
3.1.27 Ingeniero de tuberías Una o más personas u organizaciones que sean aceptables para el propietario / usuario que están bien informados y con experiencia en las disciplinas de ingeniería asociados a la evaluación de las características mecánicas y materiales que afectan a la integridad y la fiabilidad de los componentes y sistemas de tuberías.
NOTA: El ingeniero de la tubería, mediante la consulta con los especialistas adecuados,
debe considerarse como un compuesto de todas las entidades necesaria para abordar adecuadamente un requisito técnico.
3.1.28
Sistema de tuberías Un montaje de circuitos de tuberías interconectadas, sujetos al mismo conjunto o conjuntos de condiciones de diseño, que se utilizan para transmitir, distribuir, mezclar, separar, descarga, metro, control o desairar a los flujos de fluidos.
NOTA: También incluye elementos de tubería de apoyo, pero no incluye las estructuras de apoyo, tales como marcos de construcción, inclinaciones, y fundaciones.
3.1.29 Espesor de diseño de presión Espesor de la pared de tubería mínimo necesario para mantener la presión de diseño a la temperatura de diseño como se determina usando la calificación fórmula código.
NOTA: Espesor de diseño de presión no incluye espesor para cargas estructurales, tolerancia de corrosión o tolerancias de molino.
3.1.30 Reparación Una reparación es el trabajo necesario para restaurar un sistema de tuberías a una condición adecuada para la operación de seguridad en el diseño y condiciones.
3.1.31 Recalificación Un cambio en cualquiera de los dos o ambos la temperatura de diseño o la presión de trabajo máxima permitida de un sistema de tuberías.
NOTA: Una recalificación puede consistir en un aumento, disminución, o una combinación. Reducción de potencia por debajo de las condiciones originales de diseño es un medio para proporcionar una mayor tolerancia para la corrosión.
3.1.32 Inspección basada en riesgo RBI Un proceso de evaluación y gestión de riesgos que se centra en la planificación de la inspección de la pérdida de contención de equipos a presión en las instalaciones de procesamiento, debido al deterioro del material.
NOTA: Estos riesgos se gestionan principalmente a través de la inspección con el fin de influir en la probabilidad de fallo.
3.1.33
Tuberías de pequeño calibre PAS Componentes de tubería o tuberías que son menos que o igual a 2 NPS.
3.1.34 Interfaz suelo aireS/A Un área en la que se puede producir aumento de la corrosión externa en el tubo y parcialmente enterrada donde tuberías enterradas comienza a extender sobre el suelo.
NOTA: La zona de la corrosión puede variar dependiendo de factores tales como la
humedad, el contenido de oxígeno del suelo y la operativa temperatura. La zona se considera generalmente para ser de 12 pulg. (30 cm) por debajo de 6 pulg. (15 cm) por encima de la superficie del suelo. Pipe funcionamiento paralela a la superficie del suelo que contacta con el suelo está incluido.
3.1.35 Carretes Una sección de la tubería comprendida por bridas u otros accesorios de conexión, tales como los sindicatos.
3.1.36 Tira de revestimiento Tiras de placas de metal u hojas que se sueldan a la parte interior de la pared de la tubería.
NOTA: Normalmente, las tiras son de una aleación más resistente a la corrosión o erosiónresistente que la pared del tubo y proporcionan adicional resistencia / erosión corrosión.
3.1.37 Espesor mínimo estructural Espesor mínimo sin tolerancia de corrosión, en base a las cargas estructurales y de otro tipo.
NOTA: El espesor es determinado ya sea desde una tabla de cálculos o de ingeniería estándar. No incluye el espesor detolerancia de corrosión o molino tolerancias.
3.1.38 Agujeros reveladores Agujeros piloto pequeños perforados en la pared de la tubería o componente mediante especifican y controlan los patrones y profundidades para actuar como una detección temprana y salvaguardia contra rupturas resultantes de la corrosión interna, la erosión y la erosión-corrosión.
3.1.39 Fragilización temperamento La reducción en la tenacidad debido a un cambio metalúrgico que pueden ocurrir en algunos aceros de baja aleación, por ejemplo, 2/4 Cr-1Mo, como resultado de la exposición a largo plazo en el rango de temperatura de aproximadamente 650 ° F a 1100 ° F (345 ° C a 595 ° C).
3.1.40 Pruebas Procedimientos utilizados para determinar la dureza del material, la fuerza y tenacidad a la entalla. La prueba de presión Ejemplo, si realiza hidrostática, neumática o hidrostática una combinación /neumático, o ensayos mecánicos.
NOTA: Los exámenes no se refiere a ECM utilizando técnicas tales como PT, MT, etc.
3.1.41 Soldadura superpuesta Un revestimiento aplicado por soldadura de un metal a la superficie.
NOTA: El metal de relleno típicamente tiene mejor la corrosión y / o resistencia a la erosión para el medio ambiente que el metal subyacente.
3.2 Siglas y abreviaturas A los efectos de este documento, se aplican las siguientes siglas y abreviaturas. Medición de campo de corriente alterna ACFM Técnica de examen de emisión acústica AE Técnica de examen ultrasónico automatizado AUT LMC ubicación de monitoreo de condición CUI corrosión debajo del aislamiento DN diámetro nominal (utilizado en el sistema SI para describir el tamaño del tubo) EMAT transductor acústico electromagnético REG soldado por resistencia eléctrica Técnica de examen de corrientes parásitas ET FCC fluido de craqueo catalítico Fibra de plástico reforzado con FRP
Agrietamiento inducido por hidrógeno HIC Identificación diámetro interior Pulso inicial IP Pantallas de cristal líquido LCD Diodos emisores de luz LED Técnica de examen de partículas magnéticas MT Técnica de examen microondas MW Examen no destructivo ECM NPS tamaño nominal de la tubería (seguido, en su caso, por el número específico de designación de tamaño sin un símbolo pulgadas) Diámetro exterior OD Identificación del material positivo PMI Equipo de protección personal PPE Técnica de examen líquidos penetrantes PT PWHT tratamiento térmico posterior a la soldadura Inspección basado en el riesgo RBI Técnica de examen radiográfico RT S / Una interfaz interfaz suelo-aire PAS tuberías de pequeño calibre SCC agrietamiento por corrosión bajo tensión TML Espesor ubicación monitoreo TOFD tiempo de vuelo de difracción Técnica de examen ultrasónico UT UV ultravioleta Técnica de examen de partículas magnéticas WFMT húmedo fluorescente
4 Componentes de tubería 4.1 tuberías 4.1.1 Generalidades 4.1.1.1
Las tuberías se puede hacer de cualquier material que pueda ser enrollado y soldado, yeso, o aspirado a través muere para formar una la sección tubular. Los dos materiales de tubería de acero al carbono más comunes utilizados en la industria petroquímica son ASTM A53 y ASTM A106. La industria utiliza tanto la resistencia a fisuras y soldadura eléctrica (ERW) tuberías para servicios de procesos dependiendo de la economía actual y el potencial de corrosión acelerada de la costura de soldadura enel servicio. La tubería de un tamaño nominal mayor que 16 pulg. (406 mm) se hace generalmente por placas onduladas a tamaño y soldaduralas costuras. Tubería de fundición centrífuga puede lanzarse luego a máquina a cualquier espesor deseado. Y tuberías de acero de aleación son fabricadas con dimensiones estándar en tamaños de tuberías nominales (NPSS) hasta 48 pulg. (1219 mm).
4.1.1.2 Espesores de pared de la tubería se designan como tipo de tubería en NPS de hasta 36 pulg. (914 mm). El tradicional designaciones estándar de espesor, peso extrafuerte y doble extrafuerte-diferir de los horarios y se utilizan para NPS hasta 48 pulg. (1219 mm). En todos los tamaños estándar, el diámetro exterior (OD) permanece casi constante independientemente del espesor. El tamaño se refiere al diámetro interior aproximado (ID) de la tubería de peso estándar para NPS igual o menos de12 pulg. (305 mm). El tamaño indica la OD real para NPS igual o mayor que 14 pulg. (356 mm). El diámetro de la tubería es expresado como NPS que se basa en estas prácticas de tamaño. Tabla 1 y Tabla 2 lista las dimensiones del ferrítico y acerotubería de acero a partir de fuentes de energía nuclear1/8 [DN (diámetro nominal) 6] a través de fuentes de energía nuclear 24 (DN 600). Ver ASME B36.10M para las dimensionesde tubería de acero forjado y soldado sin costuras y ASME B36.19M para las dimensiones de la tubería de acero inoxidable.
4.1.1.3 Tolerancias permisibles en diámetro de la tubería difieren de un material de tubería a otra. La Tabla 3 muestra las tolerancias aceptables para el diámetro y el espesor de la mayoría de los estándares de tubería ferrítico ASTM. El espesor real de la tubería sin costura puede variar de su espesor nominal por una tolerancia de fabricación de hasta un 12,5%. La tolerancia bajo paratubería soldada es de 0,01 pulg. (0,25 mm). Tubería de fundición tiene una tolerancia de espesor de + 1/16 pulg. (1,6 mm) y -0 pulg. (0 mm), como se especificado en la norma ASTM A530. Consulte la ASTM o la especificación equivalente material de ASME para determinar quése permiten tolerancias para un material específico. La tubería que tiene extremos que están biselados o roscados con la normaroscas de las tuberías se pueden obtener en varias longitudes. Las tuberías se puede obtener en diferentes niveles de fuerza en función algrado del material, incluido el material de aleación y los tratamientos térmicos especificados.
4.1.1.4 Tuberías de hierro forjado se utiliza generalmente para el servicio no peligrosos, tal como agua; por lo general, no se recomienda para el servicio de hidrocarburo a presión. Las normas y los tamaños de las tuberías de hierro fundido son diferentes de aquellos para los soldados y tuberías sin costura.
Tabla 1:
tamaño nominal de la tubería (SNSP), horarios, categorías de peso y dimensiones de tubos de acero
Pipe Size (NPS)
Pipe Size DN
Actual OD
Actual OD
in.
mm
1/8
6
0.405
10.3
¼
8
0.540
13.7
3/8
10
0.675
17.1
1/2
15
0.840
21.3
¾
1
1¼
1½
2
2½
3
20
25
32
40
50
65
80
1.050
1.315
1.660
1.900
2.375
2.875
3.500
26.7
33.4
42.2
48.3
70.3
73.0
88.9
3½
90
4.000
101.6
4
100
4.500
114.3
5
125
5.563
141.3
Schedule
40 80 40 80 40 80 40 80 160 ---40 80 160 ---40 80 160 ---40 80 160 ---40 80 160 ---40 80 160 ---40 80 160 ---40 80 160 ---40 80 40 80 120 160 ---40 80 120
Class Weight
STD XS STD XS STD XS STD XS XXS STD XS XXS STD XS XXS STD XS XXS STD XS XXS STD XS XXS STD XS XXS STD XS XXS STD XS STD XS XXS STD XS
Approximate ID
Approximate ID
in.
mm
0.269 0.215 0.364 0.302 0.493 0.423 0.622 0.546 0.464 0.252 0.824 0.742 0.612 0.434 1.049 0.957 0.815 0.599 1.380 1.278 1.160 0.896 1.610 1.500 1.338 1.100 2.067 1.939 1.687 1.503 2.469 2.323 2.125 1.771 3.068 2.900 2.624 2.300 3.548 3.364 4.026 3.826 3.624 3.438 3.152 5.047 4.813 4.563
6.84 5.48 9.22 7.66 12.48 10.7 15.76 13.84 11.74 6.36 20.96 18.88 15.58 11.06 26.64 24.3 20.7 15.22 35.08 32.5 29.5 22.8 40.94 38.14 34.02 28 52.48 49.22 42.82 38.16 62.68 58.98 53.94 44.96 77.92 73.66 66.64 58.42 90.12 85.44 102.26 97.18 92.04 87.32 80.06 128.2 122.24 115.9
Nominal Thickness in 0.068 0.095 0.088 0.119 0.091 0.126 0.109 0.147 0.188 0.294 0.113 0.154 0.219 0.308 0.133 0.179 0.250 0.358 0.140 0.191 0.250 0.382 0.145 0.200 0.281 0.400 0.154 0.218 0.344 0.436 0.203 0.276 0.375 0.552 0.216 0.300 0.438 0.600 0.226 0.318 0.237 0.337 0.438 0.531 0.674 0.258 0.375 0.500
Nominal Thickness mm
1.73 2.41 2.24 3.02 2.31 3.20 2.77 3.73 4.78 7.47 2.87 3.91 5.56 7.82 3.38 4.55 6.35 9.09 3.56 4.85 6.35 9.70 3.68 5.08 7.14 10.15 3.91 5.54 8.74 11.07 5.16 7.01 9.53 14.02 5.49 7.62 11.13 15.24 5.74 8.08 6.02 8.56 11.13 13.49 17.12 6.55 9.53 12.70
6
8
10
150
200
250
6.625
8.625
10.750
168.3
219.1
273.0
160 ---40 80 120 160 ---20 30 40 60 80 100 120 140 ---160 20 30 40 60 80 100 120 140 160 20 30
XXS STD XS XXS STD XS
XXS
STD XS
—
STD
—
XS
40 12
14
16
300
350
400
12.750
14.000
16.000
323.8
355.6
406.4
60 80 100 120 140 160 10 20 30 40
STD
—
60 80 100 120 140 160 10 20 30 40 60 80 100 120
XS
STD XS
4.313 4.063 6.065 5.761 5.501 5.187 4.897 8.125 8.071 7.981 7.813 7.625 7.437 7.187 7.001 6.875 6.813 10.250 10.136 10.020 9.750 9.562 9.312 9.062 8.750 8.500 12.250 12.090 12.000 11.938 11.750 11.626 11.374 11.062 10.750 10.500 10.126 13.500 13.376 13.250 13.124 13.000 12.812 12.500 12.124 11.812 11.500 11.188 15.500 15.376 15.250 15.000 14.688 14.312 13.938 13.562
109.54 103.2 154.08 146.36 139.76 131.78 124.4 206.4 205.02 202.74 198.48 193.7 188.92 182.58 177.86 174.64 173.08 260.3 257.4 254.46 247.6 242.82 236.48 230.12 222.2 215.84 311.1 307.04 304.74 303.18 298.4 295.26 288.84 280.92 273 266.64 257.16 342.9 339.76 336.54 333.34 330.2 325.42 317.5 307.94 300.02 292.088 284.18 393.7 390.56 387.34 381 373.08 363.52 354.02 344.48
0.625 0.750 0.280 0.432 0.562 0.719 0.864 0.250 0.277 0.322 0.406 0.500 0.594 0.719 0.812 0.875 0.906 0.250 0.307 0.365 0.500 0.594 0.719 0.844 1.000 1.125 0.250 0.330 0.375 0.406 0.500 0.562 0.688 0.844 1.000 1.125 1.312 0.250 0.312 0.375 0.438 0.500 0.594 0.750 0.938 1.094 1.125 1.406 0.250 0.312 0.375 0.500 0.656 0.844 1.0311 1.219
15.88 19.05 7.11 10.97 14.27 18.26 21.95 6.35 7.04 8.18 10.31 12.70 15.09 18.26 20.62 22.23 23.01 6.35 7.80 9.27 12.70 15.09 18.26 21.44 25.40 28.58 6.35 8.38 9.53 10.31 12.70 14.27 17.48 21.44 25.40 28.58 33.32 6.35 7.92 9.53 11.13 12.70 15.09 19.05 23.83 27.79 31.756 35.71 6.35 7.92 9.53 12.70 16.66 21.44 26.19 30.96
140 160 10 20
— 30
—
18
20
22
450
500
550
18.000
20.000
22.000
457
508
559
40 60 80 100 120 140 160 10 20 30 40 60 80 100 120 140 160 10 20 30 60 80 100 120 140 160 10 20
—
24
600
24.000
610
30 40 60 80 100 120 140 160
STD XS
STD XS
STD XS
STD XS
13.124 12.812 17.500 17.376 17.250 17.124 17.000 16.876 16.500 16.124 15.688 15.250 14.876 14.438 19.500 19.250 19.000 18.812 18.376 17.938 17.438 17.000 16.500 16.062 21.500 21.250 21.000 20.250 19.750 19.250 18.750 18.250 17.750 23.500 23.250 23.000 22.876 22.624 22.062 21.562 20.938 20.376 19.876 19.312
333.34 325.42 444.3 441.16 437.94 434.74 431.6 428.46 418.9 409.34 398.28 387.14 377.66 366.52 495.3 488.94 482.6 477.82 466.76 455.62 442.92 431.8 419.1 407.98 546.3 539.94 533.6 514.54 501.84 489.14 476.44 463.74 451.04 597.3 590.94 584.6 581.46 575.04 560.78 548.08 532.22 517.96 505.26 490.92
1.438 1.594 0.250 0.312 0.375 0.438 0.500 0.562 0.750 0.938 1.156 1.375 1.562 1.781 0.250 0.375 0.500 0.594 0.812 1.031 1.281 1.500 1.750 1.969 0.250 0.375 0.500 0.875 1.125 1.375 1.625 1.875 2.125 0.250 0.375 0.500 0.562 0.688 0.969 1.219 1.531 1.812 2.062 2.344
36.53 40.49 6.35 7.92 9.53 11.13 12.70 14.27 19.05 23.83 29.36 34.93 39.67 45.24 6.35 9.53 12.70 15.09 20.62 26.19 32.54 38.10 44.45 50.01 6.35 9.53 12.70 22.23 28.58 34.93 41.28 47.63 53.98 6.35 9.53 12.70 14.27 17.48 24.61 30.96 38.89 46.02 52.37 59.54
4.1.2 Plástico reforzado con fibra (FRP) Tubohorariopeso 4.1.2.1 Materiales no metálicos han ganado un uso significativo en los sistemas de tuberías en la industria de los hidrocarburos. ellos tienen ventajas significativas sobre los materiales metálicos
más conocidos, pero también tienen una construcción única y deterioro mecanismos que pueden conducir a fallas prematuras si no se tratan adecuadamente.
4.1.2.2 El término no metálico tiene una definición amplia, pero en esta sección se refiere a la fibra reforzada grupos plástico abarcada por el FRP siglas genérico y GRP. Los no metálicos extruidos, generalmente homogéneos, tales como alta y polietileno de baja densidad se excluyen.
4.1.2.3 Aplicaciones de servicios típicos de tuberías FRP incluyen: agua de servicio, agua de proceso, medio de enfriamiento, potable agua, aguas residuales / aguas grises, los residuos no peligrosos, no peligrosos desagües, rejillas de ventilación no peligrosas, productos químicos, aguardiente red de anillo, sistemas de diluvio, aguardiente producido y agua de lastre. Clase aproximado identificación en. Aproximado identificación mm
4.1.2.4 El diseño de estos sistemas de tuberías depende en gran medida de la aplicación. Muchas empresas han desarrollado sus propias especificaciones que describen los materiales, calidad, requisitos de fabricación y factores de diseño. ASME B31.3, Capítulo VII, cubre los requisitos de diseño de la tubería no metálica. American Water Works Association (AWWA) es una organización que también proporciona orientación sobre el diseño de tuberías de FRP y pruebas. Estos códigos y normas, sin embargo, lo hacen no ofrecer orientación en cuanto a la elección correcta de las barreras a la corrosión, las resinas, los métodos y sistemas que fabrican conjuntos para una aplicación particular. El usuario debe tener en cuenta otras fuentes, tales como resinas y tuberías para los fabricantes de orientación su aplicación particular.
4.1.2.5 Históricamente, muchas de las fallas en las tuberías de FRP están relacionados con la práctica de la construcción pobre. La falta de familiaridad con los materiales puede llevar a una falta de reconocimiento de los detalles de la atención que se debe aplicar en la construcción.
4.1.2.6 Materiales FRP requieren una cierta comprensión en cuanto a su fabricación. Cada técnica de la fabricación de la voluntad genera un conjunto diferente de propiedades físicas. Cada sistema de resina tiene una limitación de la temperatura y cada sistema de articulacióntiene sus ventajas y desventajas. Calificación de soldadores y ensambladoras es tan importante para la fabricación de FRP como
Tabla 2Tamaño nominal de tubería (SNSP), Horarios, y aspectos de los tubos de acero inoxidable
Tabla 2Tamaño nominal de tubería (SNSP), Horarios, y aspectos de los tubos de acero inoxidable
Tabla 3: Tolerancias admisibles en diámetro y espesor de tuberías de acero.
calificación de los soldadores es para la fabricación de metal. Debido a las limitaciones en el examen no destructivo métodos (NDE), el se debe hacer hincapié en el procedimiento y las calificaciones Bondery pruebas. Del mismo modo, porque la material rigidez es mucho menor que el metal y porque FRP tiene diferentes tipos de cizallamiento, la conexión de pequeño calibre no lo hará soportar la misma tensión de cizallamiento, las cargas de peso o vibración que es común con la tubería metálica; apoyo accesorios tales como válvulas, etc., en las conexiones de pequeño calibre deben ser analizados en detalle.
4.1.2.7 Tuberías de FRP está fabricado de muchas maneras. Cada aplicación de servicio debe ser revisado para la resina adecuada, catalizador, barrera contra la corrosión (liner) la composición, y la integridad estructural. Aunque FRP se considera que es la corrosión resistente, utilizando la resina de barrera o la corrosión equivocada puede ser una causa para el fracaso prematuro. Tubo de FRP puede experimentar ultravioleta (UV) la degradación con el tiempo si no se protege adecuadamente. La adición de un inhibidor de rayos UV en la resina ayudará a prevenirfibra de floración prematura causada por UV. El usuario debe tener en cuenta esta opción para todas las aplicaciones de tuberías de PRFV y ser consciente de que esto sería una especificación suplementaria.
4.1.2.8 Todas las tuberías FRP debe ser inspeccionado por una persona que tenga conocimientos en el curado, la fabricación y la calidad de Materiales de FRP. El nivel de inspección debe ser determinado por el usuario. ASME RTP-1, Tabla 6-1, se puede utilizar como una guía para identificar líneas regulares y estructura de las imperfecciones que son comunes en los laminados de FRP. Los sistemas de tuberías de FRP estandarizados comúnmente llamada "la tubería de los productos básicos" están fabricados para una variedad de servicios y se venden como productos con un diseño predeterminado, resina, la barrera y la estructura de la corrosión. Los fabricantes de tuberías tienen típicamente un control de calidad especificación que identifica el nivel de calidad y la tolerancia admisible que se construye en su producto. fabricado personalizada tubo está diseñado y fabricado para una aplicación específica normalmente. La resina, sistema catalizador, barrera contra la corrosión y estructura se especifican y la tubería se fabrica con una especificación y para un nivel determinado de calidad y tolerancias.
4.1.2.9 El inspector debe verificar FRP por la documentación y la inspección que el sistema de tuberías se ha construido conlos materiales adecuados, la calidad, la dureza y el grosor a lo solicitado en la especificación de la tubería. Una inspección final debe llevar a cabo en el lugar de trabajo para asegurarse de que el tubo no ha experimentado ningún daño mecánico durante el envío.
4.1.3 Las tuberías de pequeño calibre (PAS) PAS se puede utilizar como tuberías de proceso primario o como pezones, secundaria y tuberías auxiliares. Los pezones son normalmente 6 in.(152 mm) o menos en longitud y se utilizan con mayor frecuencia en los respiraderos en las tuberías puntos altos y desagües en los puntos bajos y tuberías se utiliza para conectar la tubería secundaria / auxiliar. Tubería secundaria normalmente está aisladA de las principales líneas de proceso por cerradoválvulas y se puede
utilizar para funciones tales como grifos de muestra. Tubería auxiliar es normalmente abierto para el servicio y la utiliza para ruborlíneas, tuberías de instrumentos, tuberías analizador, lubricación, y tuberías de aceite de foca para equipos rotativos.
4.1.4 Revestimientos Revestimientos internos se pueden incorporar en el diseño de tuberías para reducir la corrosión, la erosión, la contaminación del producto, y el tubo de temperaturas del metal. Los revestimientos pueden caracterizarse generalmente como metálicos y no metálicos. Se instalan revestimientos metálicos de diversas maneras, tales como revestimiento, revestimiento de soldadura, y la tira de revestimiento. Tubo de funda tiene un revestimiento metálico que es una parte integral deel material de la placa enrollada o explosión unido antes de la fabricación de la tubería. Pueden ser en su lugar tiras de metal separadas de sujeta a la tubería mediante soldadura se refiere a desnudarse forro. De metal resistente a la corrosión también se puede aplicar a las superficies de las tuberías por varios procesos de superposición de soldadura. Revestimientos metálicos pueden estar hechos de cualquier metal resistente a la corrosión o erosiva ambiente dependiendo de su propósito. Estos incluyen aceros inoxidables, aleaciones altas, aleaciones a base de cobalto, por ejemplo. Revestimientos no metálicos pueden usarse para resistir la corrosión y la erosión o para aislar y reducir la temperatura en el tubo depared. Algunos materiales de revestimiento no metálicos comunes para las tuberías son de cemento, hormigón refractario, de plástico, y de película delgada recubrimientos.
4.2 Tubing Con la excepción de calentador, caldera, y tubos del intercambiador, la tubería es similar a las tuberías, pero se fabrica en muchos ODy espesores de pared. Tubing es generalmente transparente, pero puede ser soldada. Su tamaño indicado es el diámetro exterior real en lugar de fuentes de energía nuclear. [ASTM B88 tubería, que se utiliza a menudo para el rastreo de vapor, es una excepción, ya que su tamaño es de designación1/8 pulg. (3.2 mm)menor que la OD real.] Tubing se hace generalmente en diámetros pequeños y se utiliza principalmente para intercambiadores de calor, instrumentotuberías, servicios de aceite lubricante, trazado turco y servicios similares.
4.3.1 Generalidades Los tipos básicos de válvulas son compuerta, globo, tapón, bola, diafragma, mariposa, check, y válvulas de corredera. Las válvulas se realizan en tamaños estándar de tuberías, materiales, grosor del cuerpo, y los rangos de presión que les permiten ser utilizados en cualquier pressure temperatura servicio de acuerdo con ASME B16.34oAPI 599,API 600, API 602, API603, API 608, API 609 o, como aplicable. Válvula cuerpos lata ser fundido, forjado, mecanizado a partir deen barras, o fabricado por soldadura una combinación de dos o más materiales. Las superficies de asiento en el cuerpo puede ser integral con el cuerpo que puedan hacer se como inserciones. La insertar el material puede ser la igual o diferente desde el cuerpo material. Cuando especial no metálico material que podría fallar en un incendio es Acostumbrado a evitar fuga en el
asiento, metal-metal asientos de respaldo superficies lata ser proporcionado. Otra región de la guarnición de la válvula puede estar hecha de cualquier adecuado material y puede ser fundido, formado, forjado, o mecanizado a partir de comercial arrollado formas. Válvula extremos puede ser embridado, roscado para roscado conexiones, empotrados para zócalo soldadura, obiselado para soldadura a tope. Aunque muchas válvulas son operados manualmente, se lata ser equipado con eléctricomotores y operadores de engranajes u otros operadores de energía para acomodar un gran tamaño oin accesible ubicación o para permitir actuación por los instrumentos. Espesores del cuerpo y otros datos de diseñosondada enAPI 594, API599, API 600, API 602, API 603, API 608, API 609 y ASME B16.34.
4.3.2 Las válvulas de compuerta Una válvula de compuerta consta de un cuerpo que contiene una puerta que interrumpe el flujo. Este tipo de válvula se utiliza normalmente en una totalmente posición abierta o completamente cerrada. Puerta de las válvulas de más de 2 pulg. (51 mm) por lo general tienen aberturas del puerto que son aproximadamente el mismo tamaño que la válvula termina aberturas que se llama una válvula de plena portado. La figura 1 muestra una sección transversal de un fullported.
Válvula de compuerta de cuña. Las reducciones de las válvulas de compuerta de puerto tienen aberturas del puerto que son más pequeñas que las aberturas extremas. Válvulas de puerto reducido no debe puede utilizar como válvulas de bloqueo asociados con dispositivos de alivio de presión o en aplicaciones erosivos, tales como suspensiones, o líneas que han de ser "pigged."
4.3.3 Válvulas de Globo Una válvula de globo, que se utiliza comúnmente para regular el flujo de fluido, se compone de un cuerpo de válvula que contiene un disco circular que mueve paralelo al eje del disco y en contacto con el asiento. La corriente fluye hacia arriba en general, excepto por el servicio de vacíoo cuando sea requerido por el diseño del sistema (por ejemplo, fallar cerrado), a través de la zona de asiento contra el disco, y luego cambia dirección fluya a través del cuerpo para el disco de salida. La superficie del asiento puede ser plana o cónica. Para bien estrangulamiento servicio, un asiento cónico muy empinada puede ser utilizado; este tipo particular de válvula de globo se refiere como una válvula de aguja. La válvula de globo se construye comúnmente con su entrada y la salida en la línea y con su abertura de puerto en ángulos rectos a la entrada y la salida. La Figura 2 ilustra una sección transversal de una válvula de globo.
4.3.4 Las válvulas de enchufe Una válvula de tapón consiste en un tapón cónico o cilíndrico instalado cómodamente en un asiento de forma correspondiente en la válvula cuerpo. Válvulas Plug generalmente funcionan como válvulas de bloqueo para cerrar el flujo. Cuando la válvula está abierta, una abertura en el tapón esen línea con las aberturas de flujo en el cuerpo de la válvula. La válvula está cerrada girando el tapón un cuarto de vuelta de modo que suabertura se encuentra en ángulo recto con
las aberturas en el cuerpo de la válvula. Plug válvulas pueden ser operadas por un dispositivo de engranajes que funciona no girando una llave en el tallo. Plug válvulas están bien lubricados o sin lubricar; La Figura 3 ilustra los dos tipos. Válvulas de tapón lubricados usar un lubricante similar a la grasa que se bombea a la válvula a través de ranuras en el cuerpo y el tapón superficies para proporcionar un sellado de la válvula y promover la facilidad de operación. Válvulas de tapón no lubricados por otra parte utilizar como elementos de sellado asientos metálicos o no metálicos mangas, asientos, o revestimientos o recubrimientos completos o parciales.
4.3.5 Válvulas de bola Una válvula de bola es otra válvula de un cuarto de vuelta similar a una válvula de tapón, excepto que el tapón en una válvula de bola es esférica en lugar de cónica o cilíndrica. Las válvulas de bola por lo general funcionan como válvulas de bloqueo para cerrar el flujo. Son muy adecuadas para condiciones que requieren rápida de encendido/apagado o burbuja servicio apretado. Una válvula de bola está normalmente equipado con un elastomérico material que ofrece buenas características de cierre de asiento; Sin embargo, todo de metal, válvulas de bola de alta presión están disponibles.
Sección Figura 1-Cruz de una válvula de compuerta de cuña típica
Sección Figura 2-Cruz de una válvula de globo Típica
Figura 3-secciones transversales de típica lubricado y no lubricado Plug Válvulas
Sección Figura 4-Cross de una válvula de bola típica
4.3.6 Las válvulas de diafragma Una válvula de diafragma es una válvula sin empaquetadura que contiene un diafragma hecho de un material flexible que funciona tanto como una y un sello de cierre. Cuando el vástago de la válvula se atornilla hacia abajo, se fuerza el diafragma flexible contra un asiento, o presa,en el cuerpo de la válvula y para el flujo de fluido. Estas válvulas no se utilizan ampliamente en la industria petroquímica, pero ellos no tienen aplicación en servicios corrosivos debajo de aproximadamente 250 ° F (121 ° C), donde una válvula estanca essea necesario. La Figura 5 ilustra una válvula de diafragma.
4.3.7 Las válvulas de mariposa Una válvula de mariposa consiste en un disco montado en un vástago en la trayectoria de flujo dentro del cuerpo de la válvula. El cuerpo es generalmente brida y del tipo de orejeta o la oblea. A un cuarto de vuelta del vástago de la válvula cambia de completamente cerrada a completamente abierto. Las válvulas de mariposa se utilizan con mayor frecuencia en el servicio de baja presión para el control de flujo de grueso. Están disponibles en una variedad de materiales y configuraciones de asientos para un cierre hermético en servicios de baja y alta presión. mariposa grande válvulas son operadas generalmente mecánicamente. La característica mecánica está destinada a evitar que se cierra de golpeen servicio. La Figura 6 ilustra el tipo de válvula de mariposa por lo general especificado para el servicio de agua.
Sección Figura 5-Cruz de una válvula de diafragma típica
figura 6 típica válvula mariposa
4.3.8 Las válvulas de retención Una válvula de retención se utiliza para evitar el flujo de retorno automáticamente. Los tipos más comunes de válvulas de retención son swing, liftpiston, bola, y cargada por resorte oblea comprobar válvulas.
Figura 7-Cross Secciones de válvulas de retención típicos
4.3.9 válvulas de corredera La válvula de corredera es una válvula de compuerta especializada que se utiliza generalmente en servicio erosivo o de alta temperatura. Se compone de un pisoplaca que se desliza contra un asiento. La válvula de corredera utiliza un orificio fijo y uno o dos diapositivos sólidos que se mueven en las guías,la creación de un orificio variable que hacen que la válvula adecuada para estrangular o de bloqueo. Válvulas de corredera no hacen un gas apretadode cierre. Una aplicación popular de este tipo de válvula es el control de flujo de catalizador fluidizado en el craqueo catalítico de fluidos(FCC) unidades. Las superficies internas de estas válvulas que están expuestos a un alto desgaste del catalizador son normalmente cubiertoscon refractario resistente a la erosión. La Figura 8 ilustra una válvula de corredera.
Sección Figura 8 transversal de una válvula de corredera típica
4.4 Conexiones 4.4.1 Accesorios metálicos Fittings se utilizan para conectar secciones de tubería y cambiar la dirección del flujo, o permitir el flujo a ser desviados o añadido a la. Accesorios se pueden colar, forjados, extraídos de tubos sin costura o soldados, obtenidos y soldados. Accesorios se pueden obtener con sus extremos con bridas, empotrado para soldadura socket, biselado para soldar a tope, o roscado para conexiones roscadas. Herrajes son en muchas formas, tales como wyes, tes, codos, cruces, laterales, y reductores. La Figura 9 ilustra tipos de ajuste de bridas y soldadas a tope. La Figura 10 ilustra los tipos de conexiones roscadas y hembra soldadas.
4.4.2 FRP Accesorios clave Accesorios de FRP se fabrican mediante diferentes procesos. El moldeo por inyección, el devanado de filamentos y el moldeo de contacto son las técnicas más comunes. Los mismos
criterios que se utilizan para aceptar la tubería se deben aplicar a los accesorios. En particular, accesorios de contacto moldead O deben ser inspeccionados para asegurarse de que están fabricados con las mismas especificaciones que el tubería. Contacto moldeado fabricación accesorios es fundamental porque las capas de refuerzo deben solaparse hacer asegurarse de que la fuerza de las capas no se vea comprometida. De una sola pieza moldeada de contacto accesorios son el método preferido pero muchos artículos tales como camisetas y conexiones de ramales se fabrican a menudo con dos piezas de tubería. El inspector debe comprobar para asegurarse de que el refuerzo de las piezas y la brecha entre ellos se encuentre dentro de la tolerancia especificado. Los bordes cortados expuestos deben protegerse en consecuencia.
Figura 9 Conexiones bridadas gama y forjado de acero Piezas de empalme para soldar
Figura 10-acero forjado roscada y accesorios Socket-soldado
4.5 Bridas 4.5.1 Las bridas metálicas ASME B16.5 cubre bridas de diversos materiales a través de un NPS de 24 pulg. (610 mm). ASME B16.47 cubre acerobridas que van desde los 26 a través de NPS 60. Las bridas de los accesorios moldeados o válvulas suelen ser integral con el montaje o el cuerpo de la válvula.
4.5.2 Las bridas de PRFV Bridas de PRFV se fabrican utilizando los mismos métodos que los accesorios. Contacto moldeado bridas deben ser inspeccionados para las dimensiones, reintegro y se enfrentan a la planitud. Las capas de refuerzo deben extenderse sobre el tubo con el fin decrear el vínculo y el cubo de refuerzo adecuado. Más información sobre las bridas de FRP se puede encontrar en MTI Proyecto 160-04.Bridas de PRFV deben tener los pares y juntas adecuadas.
4.6 Juntas de Expansión Las juntas de expansión son dispositivos usados para absorber los cambios dimensionales en los sistemas de tuberías, tales como las causadas porexpansión térmica, para evitar tensiones excesivas / cepas que se transmiten a otros componentes de tuberías, y conexiones a los recipientes a presión y equipos rotativos. Si bien hay varios diseños, las que se encuentran comúnmente en una planta son fuelles metálicos y diseños de juntas de tela. Fuelles metálicos pueden ser de pared simple o de múltiples capas, que contiene con voluciones para proporcionar flexibilidad. A menudo, estas juntas tendrán otras características de diseño, tales
como guías, para limitar el movimiento de la articulación o el tipo de carga aplicada a la articulación. Fuelles metálicos se encuentran a menudo en los servicios de alta temperatura y están diseñados para la presión y temperatura del sistema de tuberías. Articulaciones de tela se usan a menudo en los gases de combustión, Servicios a baja presión y donde las temperaturas no superen la calificación del material de la tela.
5 Métodos de tubería de unión 5.1 Generalidades Los métodos de unión comunes que se utilizan para ensamblar componentes de tuberías son de soldadura, roscado, y flanger. Tubería debe ser fabricado de acuerdo con ASME B31.3. Además, las tuberías de hierro fundido y tubos de pared delgada requieren especial conexiones / unión métodos debido a las características inherentes de diseño.
5.2 Las juntas roscadas Uniones roscadas se limitan generalmente a la tubería auxiliar en el servicio no crítico (menor consecuencia debería producirse una fuga) que tiene un tamaño nominal de 2 pulg. (51 mm) o más pequeño. Uniones roscadas para NPSs de 24 pulg. (610 mm) y más pequeños son estandarizada (ver ASME B1.20.1). Las longitudes de tubería se pueden unir por cualquiera de los diversos tipos de accesorios roscados (ver 4.4). Acoplamientos, que son las mangas roscado en ambos extremos para recibir un tubo, normalmente se utilizan para conectar tramos de tubería roscada. Cuando es necesario quitar o desconectar la tubería, rosca sindicatos o se requieren bridas (ver 5.4). Las juntas roscadas que son situadas junto al equipo de rotación o de otras fuentes específicas de alta vibración puede ser especialmente susceptibles al fracaso debido a la fatiga. Especial consideración se debe dar a estas situaciones.
5.3 Uniones soldadas 5.3.1 Generalidades Uniones soldadas en gran parte han reemplazado a las uniones roscadas y embridadas salvo en la PAS, donde algunos usuarios todavía confían en las uniones roscadas y en los casos en que la tubería se conecta a los equipos que requiere un mantenimiento periódico. Articulaciones están bien soldadas a tope (en diferentes tamaños de tubo) o zócalo soldado (normalmente NPS 2 y más pequeños). PRÁCTICAS DE INSPECCIÓN PARA COMPONENTES DEL SISTEMA DE TUBERÍA DE 25
5.3.2 Las juntas soldadas a tope Conexiones soldadas a tope son las más comunes en la industria petroquímica. Los extremos de la tubería, ajuste, ola válvula se preparan y se alinea con la abertura de raíz adecuada, de acuerdo con ASME B16.25, permitiendo a los extremos ser unidos por soldadura de fusión.
5.3.3 Juntas Socket-soldado
Conexión de manguito soldado se realizan mediante la inserción del extremo de la tubería en un rebaje en una soldadura de filete de montaje o de la válvula y luego la articulación. El espacio debe ser proporcionada entre el extremo de la tubería y la parte inferior de la cavidad para permitir la tuberíala expansión y la contracción de la soldadura. Dos longitudes de tubo o tubería se pueden conectar por este método utilizando un zócalo de soldadura-acoplamiento. La Figura 11 ilustra una sección transversal de una junta de rótula soldada.
5.3.4 Conexiones soldadas Branch Un gran número de fallas de tuberías se producen en las conexiones de rama-tubo a tubo soldadas. La razón de los fracasos es que conexiones de ramales son a menudo objeto de tensiones más altas de lo normal, causadas por cargas excesivas estructurales deválvulas no compatibles o tuberías, las vibraciones, la expansión térmica u otras configuraciones. El resultado se concentra tensiones que pueden causar agrietamiento por fatiga u otros fallos.
5.4 Uniones con bridas Uniones embridadas se hacen por medio de pernos dos bridas junto con algún tipo de junta entre las superficies de asiento. Las superficies de la junta pueden ser planas, y van desde dentada (concéntrica o espiral) para suavizar (dependiendo del tipo de junta, material de la junta, y las condiciones de servicio), o ranuras se pueden cortar para asentar las juntas de anillo de metal. La Figura 12 ilustra revestimientos de bridas comunes para varias juntas. Los tipos comunes de bridas son soldadura cuello, slip-on de soldadura, roscado, ciego, junta de solape, y racores soldados. Cada tipo se ilustra en la Figura 13.
5.5 CastIron Pipe Articulaciones Cast uniones de las tuberías de hierro pueden ser de la brida, embalado, manga, de extremo de campana andspigothub-and-espiga-end o hub-and-llano-final, o el tipo de campana y de extremo liso. Push-en las articulaciones con caucho o empaquetaduras de anillo sintéticas son disponibles. Sujeta articulaciones son también utilizadas. Uniones roscadas rara vez se utilizan para la fundición de hierro. La junta de centro y de extremo liso se muestra en figura 14. Figura15 ilustra secciones transversales de un tipo campana mecánico con junta, una la conexión de la manga, y un típico propietario conexión (ver5.7). Estos tipos de las articulaciones son rara vez utilizado en proceso servicio de tuberías.
5.6 Juntas Tuberías La tubería se puede unir mediante soldadura, o soldadura fuerte o mediante el uso de accesorios acampanados o de compresión. La Figura 16 ilustra juntas acampanadas y de compresión.
5.7 Juntas Especiales Articulaciones de propiedad están disponibles que incorporan juntas únicas, abrazaderas, y arreglos empernado. Estos diseños ofrecen ventajas con respecto a las juntas convencionales en determinados servicios. Estas ventajas sobre las bridas convencionales pueden incluir: a) mayor presión y temperatura,
b) las dimensiones más pequeñas, c) los requisitos de instalación-axiales y de alineación angular más fáciles son menos estrictos, d) una mayor fuerza y de momento la tolerancia.
Sección Figura 11-Cruz de un Socket-soldado Tee Conexión
Figura 12 Brida Revestimientos de uso común en la refinería y planta química de tuberías
5.8 Las juntas de tuberías no metálicas 5.8.1 generales Hay varios métodos para unir tuberías de FRP y accesorios. Las uniones de la tubería no metálica son a menudo de varios diferente diseños dependiendo del fabricante de la tubería. Algunos diseños de conjuntos comunes de los sistemas de tubería de PRFV incluyen un campana y espiga, a tope y- wrap, cónica-cónica y brida-brida.
5.8.2 Campana y Espiga / Taper-Reducción Articulaciones campana y espiga y la conicidad-cónicos se crean insertando el extremo de espiga en el extremo de la campana. adecuada de la superficie preparación, la inserción y el adhesivo adecuado son la clave para hacer este tipo de articulaciones. Estas juntas deben ser inspeccionado internamente siempre que sea posible para el exceso de adhesivo que pueden restringir el flujo y la brecha especificado. El inspectordebe realizar una inspección externa para buscar una adecuada preparación de la superficie, de inserción, de reunión conjunta y la alineación.
Figura 13-Tipos de Bridas
Sección Figura 14- Cross de una típica campana y espiga conjunta
Figura 15 Secciones Transversales de típico lleno y manga Articulaciones
Figura 16 Secciones Transversales de Juntas Tuberías típicos
5.8.3 Butt y Wrap Articulaciones Butt-and-wrap implican butting tubería de extremo plano juntos y la aplicación de capas de resina y capas de refuerzo de fibra alrededor de la articulación. Este tipo de articulaciones se deben hacer por soldadores calificados secundarias. Las juntas deben ser inspeccionados internamente por espacio adecuado, cortar protección de bordes y pegar requieren para llenar el vacío. Externamente, la articulación debe ser revisado para la correcta alineación, la tolerancia brecha, espesor, ancho, secuencia de l aminado y puesta a punto.
NOTA: Espesor de montaje es a menudo mayor que el espesor de la tubería correspondiente. Se requiere cono adecuado del espesor apropiado con el fin para hacer la articulación adecuada a tope y-wrap.
5.8.4 brida-brida Juntas de bridas requieren juntas y pares adecuados. Una llave de torsión calibrada se debe utilizar para asegurar adecuada torsión y para evitar daños por sobrecarga de las bridas de PRFV. La alineación apropiada brida (incluyendo plenitud y Se requiere ondulación de acuerdo con la especificación) con el fin de evitar daños en los valores de par especificados. Full face juntas son necesarios para atornillar las bridas de cara completa. Bridas atornillado a-cara elevada conexiones debe ser evaluado individualmente para par requerido valores y apropiado requisitos de la junta.
6 Razones para la inspección 6.1 Generalidades Los propósitos principales de la inspección son para identificar los mecanismos de deterioro de activos y para especificar la reparación, reemplazo, o inspecciones futuras para tuberías afectadas. Estos efectos requieren el desarrollo de la información sobre la condición física de las tuberías, las causas de deterioro, y la tasa de deterioro. Mediante el desarrollo de una base de datos de la historia de la inspección, el usuario puede predecir y recomendar reparaciones y reemplazos futuros, actuar para preveniro retardar el deterioro y lo más importante, evitar la pérdida de contención. Estas acciones deben resultar en aumento de la seguridad de funcionamiento, costos de mantenimiento reducidos, y las operaciones más confiables y eficientes. API 570 ofrecelos requisitos básicos para un programa de dicha inspección.
6.2 Seguridad Una fuga o falla en un sistema de tuberías puede ser sólo un inconveniente menor, o que pueden llegar a ser una fuente potencial de incendio o explosión en función de la temperatura, presión, contenido, y la ubicación de la tubería. Tuberías en una planta petroquímica puede transportar líquidos inflamables, ácidos, álcalis y otros productos químicos nocivos que harían fugas peligrosas para el personal. Otra tubería puede llevar a corrientes de proceso que contienen subproductos tóxicos generados durante el procesamiento. Las fugas en estostipos de líneas pueden crear condiciones ambientales peligrosas. Inspección adecuada es un requisito previo para el mantenimiento de este tipo de tuberías en una condición operable seguro. Además, las regulaciones federales, tales como OSHA 29 CFR 1910.119 tiene ordenó que los equipos, incluidas las tuberías, lo que lleva a cantidades significativas de productos químicos peligrosos inspeccionarse de acuerdo con los códigos y las normas aceptadas que incluye API 570. Las fugas pueden ocurrir en juntas de brida en los sistemas de tuberías, especialmente en los servicios críticos de alta temperatura, durante los arranqueso paradas, ya veces después el equipo ha llegado temperatura de funcionamiento. Especial atención debería ser dado para asegurar personal de la planta son, consciente de estos peligros y ser preparado para actuar en caso de fugano ocurrir.
6.3 La fiabilidad y un funcionamiento más eficiente Inspección exhaustiva y el análisis y el uso de registros históricos detallados de los sistemas de tuberías son esenciales para la consecución de fiabilidad aceptable, la operación eficiente y óptimo servicio en funcionamiento. Horarios de reemplazo de tuberías se pueden desarrollar para coincidir con los horarios de entrega a través de la previsión de mantenimiento planificadas metódica devida útil de la tubería.
6.4 Requisitos reglamentarios Los requisitos reglamentarios suelen cubrir sólo aquellas condiciones que afectan a la seguridad y el medio ambiente.Grupos de inspección en la industria petroquímica familiarizados con los problemas de la industria a menudo inspeccionan para otras condiciones que afectará negativamente el funcionamiento de la planta. API 570 fue desarrollado para proporcionar un estándar industrial para la inspección de tuberías de proceso en servicio. Ha sido adoptado por un número de autoridades reguladoras y de competencia. Además, en algunas áreas tienen otros requisitos ha especificado para la inspección de tuberías. Cada planta debe estar familiarizado con los requisitos locales para el proceso inspección de tuberías.
7 Planes de Inspección 7.1 Generalidades Un plan de inspección es a menudo desarrollado e implementado para los sistemas de tuberías dentro de la API 570. Otro ámbito de tuberíao sistema también puede ser incluido en el programa de inspección y en consecuencia tener un plan de inspección. Un plan de inspección debe contener las tareas de inspección, el alcance de la inspección, y el calendario necesario para controlar los daños mecánicos y asegurar la integridad mecánica de los componentes de tubería en el sistema. El plan será normalmente: a) definir el tipo (s) de inspección necesario, por ejemplo, externa; b) identificar el siguiente intervalo de inspección y la fecha para cada tipo de inspección; c) describir la inspección y las técnicas de END; d) describir la extensión y la ubicación de la inspección y ECM; e) describir los requisitos de limpieza de superficies necesarias para la inspección y exámenes; f) describir los requisitos de cualquier presión necesaria o prueba de estanqueidad, por ejemplo, tipo de ensayo, presión de prueba, y la duración; y g) Describir las reparaciones necesarias. Otros detalles comunes en un plan de inspección incluyen: - La descripción de los tipos de mecanismos de daño previstos o experimentados en el equipo,
- Definir la ubicación del daño, - La definición de los requisitos de acceso especiales. Planes de inspección para tuberías se pueden mantener en las hojas de cálculo, archivos en papel y software de inspección de propiedad bases de datos. El software propietario, normalmente utilizado por los grupos de inspección, a menudo ayuda en la inspección y análisis de datos mantenimiento de registros.
7.2 Desarrollo de un Plan de Inspección Un plan de inspección a menudo se desarrolla a través del trabajo colaborativo del inspector, ingeniero de tuberías, la corrosión personal especializado y de operación. Se deben considerar varios elementos de información tales como operativo rangos de temperatura, rangos de presión de funcionamiento, los niveles de contaminantes corrosivos fluidos de proceso, material de las tuberías de la construcción, la configuración del sistema de tuberías, proceso de mezcla corriente y la historia de inspección/mantenimiento. Adicionalmente, otras fuentes de información se pueden consultar, incluyendo la API y NACE publicaciones, para obtener experiencia en la industria consistemas similares. Toda esta información proporciona una base para la definición de los tipos de daños y lugares para suocurrencia. El conocimiento de las capacidades y limitaciones de las técnicas de END permite la adecuada elección de examentécnica (s) para identificar mecanismo de daño en particular en lugares específicos. La comunicación continua con operativo personal cuando se producen cambios en los procesos y/o trastornos que puedan afectar a los mecanismos de daño y las tasas son fundamentales para mantener actualizado un plan de inspección. Para los sistemas de tuberías, planes de inspección deben abordar los siguientes: a) de monitorización de estado ubicaciones (CMLs) para mecanismos de daño específicos; b) los puntos de contacto de tuberías en soporte de la tubería; c) soldar soportes de tubería; d) la corrosión bajo aislamiento (CUI); e) puntos de inyección; f) los puntos de mezcla proceso; g) del suelo-aire (S/A) (de hormigón-aire) de interfaces; h) secciones muertos de ida de la tubería; i) identificación del material positivo (PMI); j) las tuberías auxiliares; k) las tuberías utilidad crítico como se define por el propietario / usuario; l) ventila / desagües;
m) rosca juntas de la tubería; n) revestimientos internos; o) las válvulas de críticas; p) las juntas de dilatación; Planes de inspección pueden basarse en varios criterios, sino que deben incluir una evaluación de riesgos o intervalos fijos como se define en la API 570.
7.2.1 Inspección de los Planes de riesgo basada en (RBI) 7.2.1.1 Planes de inspección basados en una evaluación de la probabilidad de fallo y la consecuencia de la falta de un sistema de tuberías o circuito es RBI. RBI se puede utilizar para determinar los intervalos de inspección y el tipo y extensión de la futura inspección / exámenes. API 580 detalla la evaluación sistemática tanto de la probabilidad de fallo y consecuenciade fracaso para el establecimiento de planes de RBI. API 581 detalla una metodología RBI que tiene todos los elementos esenciales definidos en API 580.
7.2.1.2 La identificación y evaluación de los mecanismos de daño potencial, la condición actual de tuberías y la eficacia de las últimas inspecciones son pasos importantes en la evaluación de la probabilidad de un fallo de la tubería. La evaluación de probabilidad deberían considerar todas las formas de degradación que razonablemente quepa esperar para afectar los circuitos de tuberías de cualquier particular, servicio. Ejemplos de esos mecanismos de degradación incluyen: pérdida de metal interna o externa de una forma de identificar la corrosión (localizado o general), todas las formas de craqueo, incluyendo craqueo de hidrógeno asistida y por corrosión bajo tensión (SCC) (desde el interior o superficies exteriores de la tubería), y cuales quiera otras formas de metalúrgica, corrosión, o mecánico degradación, tales como fatiga, fragilidad, fluencia, etc. Ver API 571 para los detalles de los mecanismos de degradación comunes.
7.2.1.3 Identificar y evaluar el fluido de proceso (s), posibles lesiones, daños al medio ambiente, tubería de la unidad de daños en el equipo y la pérdida de la unidad de producción son aspectos importantes en la evaluación de las consecuencias asociadas con un fallo de la tubería.
7.2.1.4 Cualquier evaluación RBI debe minuciosamente documentado de acuerdo con API 580, la definición de todos los factores contribuyendo tanto a la probabilidad y la consecuencia de un fallo del sistema de tuberías.
7.2.1.5
Después de que se llevó a cabo una evaluación de RBI, los resultados pueden ser utilizados para establecer el plan de inspección y mejor definir lo siguiente: a) la inspección más apropiada y NDE métodos, herramientas y técnicas; b) la extensión de la ECM (por ejemplo, porcentaje de tuberías para examinar); c) el intervalo de inspecciones internas, externas, y sobre-corriente; d) la necesidad de pruebas de presión después de que se hayan producido daños o después de las reparaciones / alteraciones se han completado; e) la prevención y las medidas de mitigación para reducir la probabilidad y la consecuencia de un fallo de la tubería. (por ejemplo, reparaciones, cambios en el proceso, inhibidores, etc.).
7.2.2 Planes de inspección basados en Intervalo Planes de inspección que se basan en los intervalos específicos de inspección de los distintos tipos de inspección de tuberías y de tipos específicos de daños se consideran basan intervalo. Los tipos de inspección en intervalos máximos son definida en API 570 incluyen: visual exterior, CUI, medición de espesores, punto de inyección, S / A interfaz, PAS, auxiliar tuberías y conexiones roscadas. El intervalo para las inspecciones se basa en un número de factores, incluyendo la velocidad de corrosión y la vida restante cálculos, clasificación de servicio de tuberías, los requisitos jurídicos aplicables y el juicio del inspector, el ingeniero de tuberías, o un especialista en corrosión. El factor determinante en el plan de inspección para muchos circuitos de tuberías es la clasificación de servicio de tuberías.
7.2.3 Clasificación de Servicio de tuberías De acuerdo con API 570, todas las tuberías de proceso se clasificaran con arreglo a consecuencia de la falta. Clases de tuberías varían de consecuencia 1-alta clase, a consecuencia 3 de clase baja. La adición de más CMLs a mayor tuberías consecuencia y el seguimiento de esas CMLs más frecuencia reduce la probabilidad de acontecimientos de graves consecuencias. Esta estrategia dapredicción más exacta de las fechas de jubilación y reduce la incertidumbre de inspección en la tubería donde la fiabilidad es más importante. Los factores a considerar al clasificar las tuberías son: a) toxicidad, b) la volatilidad, c) la combustibilidad, d) la ubicación de la tubería con respecto al personal y otros equipos, y e) la experiencia y la historia.
7.3 Monitoreo de tuberías de proceso
7.3.1 generales El mecanismo de daño más frecuente única que conduce a la sustitución de la tubería es la corrosión. Por esta razón, un eficaz proceso del programa de inspección de tuberías debe incluir el seguimiento de espesor de tuberías de la que las tasas de c orrosión, que queda vida, próximas fechas de inspección, y las fechas de retiro de tuberías proyectadas se pueden determinar. Una clave para el seguimiento efectivo de la corrosión de tuberías es la identificación y el establecimiento de CML. CML son áreas designadasen el sistema de tuberías donde se toman periódicamente mediciones. Ultrasonidos (UT) las mediciones de espesores son obtenido dentro de los puntos de examen sobre la tubería. Las mediciones de espesores se pueden promediar dentro del examen punto. Al tomar mediciones repetidas y grabar los datos en los mismos puntos durante períodos prolongados, daño las tasas pueden calcularse con mayor precisión o evaluados. Algunos de los factores a considerar cuando se establece el plan de monitoreo de la corrosión de tuberías de proceso son: a) la clasificación de la tubería de servicio de acuerdo con API 570; b) la clasificación de los sistemas de tuberías en los circuitos de tuberías de comportamiento a la corrosión similar (por ejemplo, localizada, en general, agrietamiento ambiental); c) la identificación de los lugares susceptibles donde se espera que el daño acelerado; corrosión d) accesibilidad de las CML para el monitoreo localizada cuando no se prevé; e) RBI para identificar los circuitos de tuberías de alto riesgo y / o lugares específicos de tuberías.
7.3.2 Circuitos de tuberías 7.3.2.1 Una serie de factores puede afectar la tasa y la naturaleza de la corrosión pared de la tubería. Ellos incluyen, pero no se limitan a, los siguientes artículos: a) la metalurgia de tuberías; b) fluido de proceso y su fase (por ejemplo, gas, líquido, de dos fases, sólido); c) la velocidad de flujo; d) temperatura; e) la presión; f) Los cambios de temperatura, velocidad, presión, dirección, fase, la metalurgia o la sección transversal de la tubería; g) la inyección de agua o productos químicos; h) contaminantes de fluidos de proceso;
i) la mezcla de dos o más corrientes; j) las condiciones de las tuberías externas, incluyendo revestimiento / pintura, aislamiento, y las condiciones del suelo, según sea el caso; k) áreas de flujo estancado (por ejemplo muertos-piernas).
7.3.2.2 Unidades de proceso o complejo de sistemas de tuberías están divididos en circuitos de tuberías para gestionar las necesarias inspecciones, los cálculos, y el mantenimiento de registros. Al establecer los límites de un circuito de tuberías de concreto, EL inspector también puede dimensionar para proporcionar un paquete práctico de mantenimiento de registros y la realización de inspecciones de campo. Poridentificando como entornos y mecanismos de daño como circuitos, la propagación de las tasas de corrosión calculados de los CML en cada circuito se reduce. La selección adecuada de los componentes en el circuito de tuberías y el número de CML se especialmente importante cuando se utilizan métodos estadísticos para evaluar las tasas de corrosión y vida restante. La Figura 17 es un ejemplo de una manera de romper las tuberías hasta en los circuitos. Diseño de circuitos de tuberías y CMLs asociados a menudo se identifican en bocetos de tuberías de inspección para ayudar al inspector en la realización de tareas de inspección. Ver 12.2 para obtener información sobre bocetos de tuberías.
7.3.3 Identificación de Lugares susceptibles a la corrosión acelerada En la presencia de ciertos corrodants, las tasas de corrosión son normalmente aumentaron a áreas de aumento de la velocidad y / oturbulencia. Los codos, reductores, mezclando tees, válvulas de control, y los orificios son ejemplos de componentes de tuberías donde corrosión acelerada puede ocurrir debido a una mayor velocidad y / o turbulencia. Tales componentes son normalmente áreas donde un inspector sería localizar CMLs adicionales en un circuito de tuberías. Sin embargo, el inspector también debe ser consciente de que áreas de ausencia de flujo, tales como patas muertas (ver 7.4.3), puede causar corrosión acelerada y puede ser necesario CMLs adicionales. Ensituaciones donde se prevé agrietamiento, un CML pueden establecerse temporalmente para vigilar la tasa de formación de grietas.
7.3.4 Accesibilidad de CML Al asignar CMLs el inspector debe considerar la accesibilidad para su seguimiento. CMLs a nivel de grado normalmente proporcionar el acceso más fácil. Otras áreas con buena accesibilidad son las plataformas y escaleras de equipos. en algunos sistemas de tuberías, las naturalezas de los mecanismos de daño activos requerirán monitoreo en lugares con limitados accesibilidad. En estos casos, la planificación de inspección debe decidir entre andamios, elevadores de personal portátiles, u otros métodos proporcionar un acceso adecuado.
7.4 Inspección de mecanismos específicos de Daños Refinería de petróleo y tuberías planta química pueden estar sujetos a mecanismos internos y externos de daños. Esta tubería lleva una gama de fluidos que pueden ser altamente corrosivos, erosiva, y propenso a SCC o sujetos a la degradación del material en servicio.
Además, tanto la tubería sobre el suelo y enterrado está sujeto a la corrosión externa. El inspector debe estar familiarizado con los mecanismos de daño posibles para cada sistema de tuberías. API 571 ha sido desarrollado para dar al inspector añadió puntos de vista sobre diversas causas de los daños. Figura 18, Figura 19, Figura 20 y la Figura 21 ilustran varios ejemplos de la corrosión y la erosión de las tuberías. Si la inspección de un área de la tubería indica daño se está produciendo, la tubería aguas arriba y aguas abajo de esta área, junto con el equipo asociado, también deben ser inspeccionados. Además, si se detecta el deterioro en la presión equipos, tuberías asociadas también debe ser inspeccionado. Cada propietario / usuario debe proporcionar una atención específica a las necesidades de la inspección de los sistemas de tuberías que son susceptibles a los siguientes tipos y áreas de deterioro específicos: a) puntos de inyección, b) puntos de mezcla de procesos, c) callejones sin piernas, d) CUI, e) las interfaces S / A, f) específico del servicio y la corrosión localizada, g) la erosión y la erosión-corrosión, h) el craqueo del medio ambiente, i) la corrosión por debajo de revestimientos y depósitos, j) agrietamiento por fatiga, k) Creep agrietamiento, l) la rotura frágil, m) los daños por congelación,corrosión punto n) de contacto, o) la corrosión del punto de rocío.
Figura 17-Piping Circuito Ejemplo
Figura 18-Erosión de tuberías
Figura 19-corrosión de las tuberías
Figura 20- corrosión interna de las l as tuberías
Figura 21-severa corrosión atmosférica de tuberías
7.4.1 Puntos de inyección Puntos de inyección son a veces sujetos a corrosión acelerada o localizada del funcionamiento normal o anormal condiciones. Puntos de inyección pueden ser tratados como circuitos de inspección independientes, y estas áreas deben ser inspeccionadosa fondo en un horario regular. Ejemplos de puntos de inyección son cloro en reformadores, lavado con agua en los gastos generales sistemas de inyección de polisulfuro, en gas húmedo de craqueo catalítico, las inyecciones de anti-espuma, inhibidores de la corrosión, y neutralizadores. Cuando se designa un circuito de punto de inyección para los fines de inspección, el límite aguas arriba de la recomendada circuito de punto de inyección es de un mínimo de 12 pulg. (300 mm) o tres diámetros de tubería aguas arriba del punto de inyección, lo es mayor. El límite recomendado de aguas abajo del circuito de punto de inyección es el segundo cambio en la dirección del flujo pasado el punto de la inyección, o de 25 pies (7.6 m) más allá del primer cambio en la dirección del flujo, lo que sea menor. En algunos casos, puede ser más conveniente ampliar este circuito a la siguiente pieza de equipos a presión, como se muestra en la Figura 22. La colocación de CML dentro de los circuitos punto de inyección sujetos a la corrosión localizada debe ser de acuerdo con el siguientes pautas: a) establecer CMLs en accesorios apropiados dentro del circuito de punto de inyección, b) establecer CML en la pared de la tubería en la ubicación de incidencia esperada por el fluido inyectado, c) pueden ser requeridos CMLs en lugares intermedios a lo largo de la tubería recta ya dentro del circuito punto de inyección, d) establecer CMLs tanto a los límites anteriores y posteriores del circuito de punto de inyección. Para algunos puntos de inyección, puede ser beneficioso para eliminar carretes de tuberías para facilitar una inspección visual del interior superficie. Sin embargo, todavía se requieren mediciones de espesores para determinar el espesor restante. Los métodos preferidos de la inspección de los puntos de inyección son la radiografía y / o ultrasónica, según proceda, para establecer el espesor mínimo en cada CML. Cerrar mediciones UT rejilla o la exploración manual pueden ser utilizados, adiciona la utomatizado UT (AUT) técnicas de C-scan, técnicas de examen radiográfico en tiempo real (RT), o electromagnético puede ser necesaria transductor acústico (EMAT) con ondas de La mb para identificar la corrosión peor localizada dentro del circuito. Durante las inspecciones periódicas y programadas, más extensa de inspección debe ser aplicada al circuito de punto de inyección en un área a partir de la 12 in. (300 mm) aguas arriba de la boquilla de inyección y continuando durante al menos 10 diámetros de tubería aguas abajo del punto de inyección. Además, medir y registrar el espesor en todos los CMLs dentro del punto de inyección circuito. Para obtener información más exhaustiva y completa, vea la Publicación NACE 34101.
Figura 22-Inyección Point Circuito
7.4.2 Puntos Mix Proceso Proceso de mezcla tees son componentes de tuberías que combinan dos corrientes de proceso de diferente composición, temperatura u otro parámetro que pueda causar daño. Mezcla camisetas pueden ser objeto de daño acelerado ya sea de la corrosión o mecanismos mecánicos (por ejemplo fatiga térmica). Algunos ejemplos incluyen: a) la mezcla de una corriente que contiene cloruro de partir de un reformador catalítico (por ejemplo, nafta) con una corriente de hidrocarburo húmedo de otra parte; b) mezclar una baja temperatura, corriente de hidrocarburos con un flujo de alta temperatura que contiene alto contenido de azufre, es un problema cuando se aumenta la temperatura del fluido a granel donde sulfuración de alta temperatura se convierte en activo; c) mezclar el hidrógeno en una corriente de hidrocarburos donde las temperaturas de la corriente son significativamente diferentes.
El ingeniero inspector, ingeniero de procesos unidad y la corrosión se suele revisar los diagramas de flujo de procesos para identificar proceso susceptible de mezcla camisetas y definir la extensión del circuito de punto de mezcla. Más de inspección intensiva elegido para el mecanismo de daño por lo general se requiere en determinadas camisetas de mezcla. Esto podría incluir cercanos encuestas espesor de rejilla, Técnicas de exploración UT, y el perfil de RT. Algunos usuarios se aplican los requisitos de inspección punto de inyección a susceptibles proceso de mezcla de camisetas. Ver NACE Publicación 34101 para obtener información adicional.
7.4.3 Dead-piernas La velocidad de corrosión en-piernas muertas puede variar significativamente de tubería activo adyacente. El inspector debe controlar pared espesor en-piernas muertas seleccionados, incluyendo tanto el final estancada y en la conexión a una línea activa. en los sistemas tales como los sistemas de torre de techo y unidades de hidro tratamiento, donde las sales de amonio están presentes, se puede producir la corrosiónen la zona de los muertos de la pierna donde el metal está a la temperatura de salazón o del punto de rocío. En los sistemas de tuberías calientes, la alta área de punto puede corroer debido a las corrientes convectivas establecidos en los muertos de la ida. Por estas razones, se debe serdado a la eliminación de patas muertas que no sirven a ningún propósito ulterior proceso. Para tales sistemas, una amplia cobertura de inspección utilizando técnicas tales como el escaneo UT y el perfil de RT puede ser necesario con el fin de localizar la zona en la del punto de rocíoo corrosión de amonio-sal se está produciendo. Además, el agua puede acumularse en-piernas muertas que pueden congelar en frío ambientes que resultan en la rotura de tuberías.
7.4.4 CUI Inspección externa de los sistemas de tuberías con aislamiento debe incluir una revisión de la integridad del sistema de aislamiento de condiciones que podrían conducir a CUI y signos de CUI en curso. API 570 documenta los requisitos de una inspección CUI programa. Las fuentes de humedad pueden incluir la lluvia, fugas de agua, la condensación, sistemas de diluvio, y torres de refrigeración. Las dos formas de CUI se localizan a la corrosión de acero al carbono y cloruro de SCC de los aceros inoxidables austeníticos. Ver API 571para obtener más detalles sobre los mecanismos CUI. Esta sección proporciona directrices para la identificación de áreas potenciales CUI para su inspección. El alcance de una inspección CUImprograma puede variar dependiendo de las condiciones climáticas locales. Ubicaciones marinas en zonas más cálidas pueden requerir un muy activo programa, mientras más frío, más seco, ubicaciones mediados de continente puede no necesitar un programa extenso.
7.4.4.1 Aislamiento Piping Systems Susceptible a CUI Ciertas áreas de los sistemas de tuberías son potencialmente más susceptibles a la CUI, incluyendo: a) las personas expuestas a la niebla sobre-pulverización de las torres de refrigeración de agua; b) las personas expuestas a los respiraderos de vapor;
c) las personas expuestas a inundar los sistemas; d) los sujetos a procesar derrames o entrada de humedad o vapores de ácido; e) los sistemas de tuberías de acero al carbono, incluyendo los aislados para la protección del personal, de funcionamiento entre -12 ° C (10 ° F)y 350 ° F (175 ° C); CUI es especialmente agresivo donde las temperaturas de operación causan frecuente o continua condensación y reevaporación de la humedad atmosférica; f) los sistemas de tuberías de acero al carbono que normalmente operan en servicio por encima de 350 ° F (175 ° C), pero están en intermitente servicio; g) patas muertas y archivos adjuntos que sobresalen de la tubería aislada y operan a una temperatura diferente a latemperatura de funcionamiento de la línea activa; h) los sistemas de tuberías de acero inoxidable austenítico que operan entre 120 ° F (60 ° C) y 400 ° F (205 ° C) (susceptibles acloruro SCC); i) vibratorios sistemas de tuberías que tienen una tendencia a causar daño a revestimiento de aislamiento que proporciona una ruta para el agua el ingreso; j) los sistemas de tuberías de vapor trazado que puede experimentar el rastreo de fugas, especialmente en los accesorios de tubería debajo del aislamiento; k) los sistemas de tuberías con aislamiento deteriorado, revestimientos, y / o envolturas; protuberancias o manchas en el aislamiento o sistema de encamisado o bandas que faltan (protuberancias pueden indicar la corrosión acumulación de producto); sistemas l) de tuberías susceptibles al daño físico del recubrimiento o aislamiento, por lo tanto, la exposición de la tubería a la medio ambiente.
7.4.4.2 Ubicaciones típicas en circuitos de tuberías Susceptibles a CUI Las áreas anteriormente señaladas de los sistemas de tuberías pueden tener ubicaciones específicas dentro de ellas que son más susceptibles a la CUI. Estas áreas incluyen los siguientes. a) Todas las penetraciones o incumplimientos en los sistemas de forro de aislamiento, tales como: Piernas muertas (conductos de ventilación, desagües, etc.); - Colgadores de tubos y otros apoyos; - Válvulas y accesorios (superficies aislantes irregular); - Perno-en los zapatos de tubería; y - Vapor y penetraciones de tubos trazadores eléctricos. b) Terminación de aislamiento en las bridas y otros componentes de las tuberías. c) dañado o faltante revestimiento aislante.
d) las costuras de forro de aislamiento situados en la parte superior de la tubería horizontal o mal rodado o el aislamiento selladaencamisado. e) La terminación de aislamiento en un tubo vertical. f) calafateo que ha endurecido, separados, o no se encuentra. g) puntos bajos en los sistemas de tuberías que tienen una brecha conocida en el sistema de aislamiento, incluyendo puntos bajos en largas extensiones de tuberías no compatible. h) de carbono o acero de baja aleación bridas, pernos y otros componentes menores de aislamiento en sistemas de tuberías de alta aleación. Particular atención debe darse a los lugares donde se han retirado los tapones de aislamiento para permitir espesor de tuberíasmediciones en tuberías aisladas. Estos tapones deben ser reemplazados y sellados de inmediato. Varios tipos de extraíbletapones están disponibles en el mercado que la inspección del permiso y la identificación de los puntos de inspección para referencia futura.
7.4.5-suelo-aire (S / A) Interfaz Inspección en el grado debe incluir la comprobación de los daños de revestimiento, tubería desnuda, y mediciones de profundidad en boxes. Si significativa la corrosión se observa, las mediciones de espesores y las excavaciones pueden ser necesarios para determinar si la corrosión es localizado en la S / A interfaz o puede ser más generalizado al sistema enterrado. Lecturas de espesor en las interfaces S / A puede exponer el metal y acelerar la corrosión, recubrimientos y envolturas si no están debidamente restaurados. La Figura 23 es una ejemplo de la corrosión en una S / A interfaz aunque se había envuelto con cinta. Si la tubería enterrada tiene satisfactorio protección catódica como se determina mediante el control de acuerdo con API 570, la excavación se requiere sólo si hay evidencia de daño revestimiento o envoltura. Si la tubería enterrada, no tiene revestido en grado, debe considerarse la posibilidad de la excavación de 6 pulg. (150 mm) a 12 pulg. (300 mm) de profundidad para evaluar el potencial de daño oculto. Alternativamente, especializadoUT técnicas tales como ondas guiadas se pueden utilizar para detectar áreas para una evaluación más detallada. Al-concreto-aire interfaces de asfalto-aire para tuberías enterradas sin protección catódica y, el inspector debe mirar para evidencia de que el calafateo o sello en la interfaz se ha deteriorado y permitido la entrada de humedad. Si tal existe una condición en sistemas de tuberías más de 10 años de edad, puede ser necesario para inspeccionar la corrosión debajo de la superficieantes de volver a sellar la unión. Ver API 571 para obtener información adicional sobre la corrosión en las interfaces S / A.
7.4.6 Servicio específico y localizado a la corrosión 7.4.6.1 Un programa eficaz de inspección incluye los cuatro elementos siguientes que ayudan a identificar el potencial deespecífico del servicio y la corrosión localizada y seleccione CMLs apropiadas:
Figura 23 - corrosiónInterface S/A a) un inspector con el conocimiento del servicio y donde es probable que se produzca corrosión, b) el uso extensivo de ECM, c) Comunicación del personal operativo cuando se producen alteraciones en el proceso que pueden afectar las tasas de corrosión, d) la identificación de tuberías que pueden ser ignorados por los programas ordinarios de inspección de circuitos de tuberías que presentan unpreocupación degradación. Ejemplos Instrumento bridas para la conexión de equipos de circuitos de tuberías, tuberías temporal utilizado duranteparadas de mantenimiento y carretes basculante.
7.4.6.2 Hay muchos tipos de corrosión interna posibles desde el servicio de proceso. Estos tipos de corrosión son generalmente localizada, y son específicos para el servicio. Figura 23-S / A Interfaz corrosión Los ejemplos de donde se podría esperar de este tipo de corrosión incluyen: a) de puntos de inyección aguas abajo y aguas arriba de los separadores de productos (por ejemplo, líneas hydro proces sor efluente del reactor);
b) la corrosión del punto de rocío en las corrientes de condensación, (por ejemplo el fraccionamiento de arriba); c) ácido inesperada o arrastre cáustica a partir de procesos en sistemas de tuberías nonalloyed o en el caso de sosa cáustica,en tratados los sistemas de tuberías de acero sin soldadura post-calor (PWHTed); d) cuando es probable que se produzca condensación o de ebullición de los ácidos (orgánicos e inorgánicos) o el agua; e) cuando nafténico u otros ácidos orgánicos pueden estar presentes en la corriente de proceso. f) donde puede ocurrir el ataque por hidrógeno a alta temperatura (ver API 941); g) los lugares de condensación sal de amonio en los arroyos de hidro tratamiento (ver API 932B); h) de flujo de fase mixta y turbulentos áreas en sistemas ácidos, también zonas de ranurado de hidrógeno; i) cuando entre moderada y alta existen corrientes de alto contenido de azufre a temperaturas; j) mezclado grados de tubería de acero al carbono en servicio caliente corrosivo del aceite [450 ° F (232 ° C)] o una temperatura más alta y azufrecontenido en el aceite mayor que 0,5% en peso);
NOTA:Tubería de acero Nonsilicon-muertos (por ejemplo, ASTM A53 y API 5L) puede corroer a tasas superiores a la tubería de acero al silicio-muertos (por ejemplo,ASTM A106) en ambientes de alta temperatura sulfuración. k) bajo la corrosión depósito en suspensiones, soluciones de cristalización, o fluidos de coque que produce; l) el arrastre de cloruro en las unidades de reformado catalítico, en particular donde se mezcla con otras corrientes húmedas; m) soldada áreas sujetas a ataque preferencial; n) "hot spot" corrosión en tuberías de líneas de calentamiento externo;
NOTA:En los servicios que se convierten en mucho más corrosivo para las tuberías con un aumento de la temperatura (por ejemplo, agua agria, cáustica enacero al carbono), la corrosióno el SCC pueden desarrollar en los puntos calientes que se desarrollan bajo condiciones de flujo bajo. o) sistemas de vapor sometidos a "corte de alambre," grafitización, o cuando se produce condensación.
7.4.6.3 Cuando una (o swing-out) del carrete de tubería temporal no se ha eliminado antes de la operación del proceso de puesta en marcha, sedebe verificar que la tubería temporal está bien efectivamente aislado del proceso (por ejemplo, válvula de doble bloqueoo aislamiento ciego), o
que la tubería temporal es de un material adecuado y diseño mecánico para el continuola operación del proceso, incluyendo potenciales no hay condiciones de flujo. Una preocupación particular, se eleva para tuberías temporal demateriales inadecuados que pueden ser objeto de sulfuración de alta temperatura o de otros mecanismos de daño si se deja expuestaal proceso. Si la tubería temporal se aísla y se fue por un período significativo de tiempo, bloqueo / etiquetado puede ser unamedios para evitar que el servicio inadecuado e inadvertida.
7.4.7 La erosión y la erosión-corrosión La erosión puede ser definida como la eliminación de material de la superficie por la acción de numerosos impactos individuales de sólido o partículas líquidas o cavitación. Ésta puede ser caracterizada por ranuras, agujeros redondeados, ondas, y valles en un direccional patrón. La erosión es por lo general en áreas de flujo turbulento como en cambios de dirección en un sistema de tuberías o aguas abajo de válvulas de control, donde la vaporización puede tener lugar. Daños de la erosión por lo general se incrementó en los arroyos con gran cantidades de partículas sólidas o líquidas y altas velocidades. Una combinación de la corrosión y la erosión (erosión-corrosión) resultados en significativamente mayor pérdida de metal que se puede esperar de la corrosión o la erosión solo. Este tipo de corrosión se produce en zonas de alta velocidad y de alta turbulencia. Ejemplos de lugares para inspeccionar incluyen: a) aguas abajo de las válvulas de control, especialmente donde intermitente o se está produciendo cavitación; b) aguas abajo de los orificios; c) aguas abajo de las descargas de la bomba; d) en cualquier punto de cambio de dirección del flujo, tales como los radios fuera de los codos; e) aguas abajo de configuraciones de tubería (soldaduras, vainas, bridas, etc.) que producen turbulencia en particular en sistemas sensibles a la velocidad, tales como hidrosulfuro de amonio y sistemas de ácido sulfúrico. Zonas sospechosas de tener localizada la erosión-corrosión deben ser inspeccionados utilizando métodos ECM apropiados que producir datos de espesor sobre un área amplia, como la exploración UT y el perfil de RT. Ver API 571 para obtener información adicional sobre la erosión y la erosión-corrosión.
7.4.8 Agrietamiento Ambiental 7.4.8.1 Sistema de tuberías de materiales de construcción normalmente se seleccionan para resistir las diversas formas de SCC. Algunas tuberías Los sistemas pueden ser susceptibles a la fisuración del medio ambiente debido a las condiciones del proceso estomacal, CUI, no anticipado condensación, o la exposición a mojar sulfuro de hidrógeno o carbonatos. Ejemplos de esto incluyen los siguientes.
a) Cloruro de SCC de los aceros inoxidables austeníticos resultantes de la humedad y cloruros bajo aislamiento, en virtud de los depósitos,en virtud de las juntas, o en grietas. b) ácido Polythionic SCC de aceros aleados austeníticos sensibilizados que resultan de la exposición a sulfuro / humedadcondensación / oxígeno. c) cáustica SCC (a veces conocida como la fragilidad cáustica). d) Amina SCC en los sistemas de tuberías sin estrés-aliviados. e) SCC Carbonato en sistemas alcalinos. f) el estrés sulfuro de hidrógeno húmedo agrietamiento y ampollas de hidrógeno en sistemas que contienen agua agria. g) ampollas de hidrógeno y el agrietamiento inducido (HIC) daño por hidrógeno. Esto no ha sido tan grave de un problema paratubería como lo ha sido para los recipientes a presión. Está aquí porque se considera que es el agrietamiento ambiental y puede ocurrir en la tubería, aunque no ha sido extensa. Una excepción en que este tipo de daños ha sido un problema se tubería fabricada a partir de materiales de placa soldada longitudinalmente. Ver API 571 para obtener más detalles sobre los mecanismos de craqueo ambientales.
7.4.8.2 Cuando el inspector sospecha o se aconseja que los circuitos específicos pueden ser susceptibles a medio ambiente agrietamiento, él / ella debe programar inspecciones suplementarias. Estas inspecciones pueden tomar la forma de la superficie de ECM [técnica de examen líquidos penetrantes (PT) o la técnica fluorescente húmedo examen de partículas magnéticas (WFMT)], UT, o técnica de examen corriente de Foucault (ET). Donde esté disponible, carretes sospechosos podrán ser removidos de la tubería sistema y se agrietan para examen superficie interna.
7.4.8.3 Si se detecta agrietamiento ambiental durante la inspección interna de recipientes a presión, y la tubería esconsidera igualmente susceptibles, el inspector debe designar carretes de tuberías adecuadas, aguas arriba y aguas abajo del recipiente de presión, para ambiental grietas inspección. Cuando el potencial de agrietamiento ambiental es sospecha en los circuitos de tuberías, inspección de carretes seleccionados se debe programar antes de un próximo cambio de tendencia. Talinspección debe proporcionar información útil en el mantenimiento de respuesta de pronóstico.
7.4.9 Corrosión Bajo forros y Depósitos 7.4.9.1 Si los revestimientos exteriores e interiores, revestimientos refractarios, y forros resistentes a la corrosión están en buenas condiciones y no hay ninguna razón para sospechar un estado deteriorado detrás de ellos, por lo general no es necesario eliminarlos parala inspección del sistema de tuberías.
7.4.9.2 La eficacia de los revestimientos resistentes a la corrosión se reduce en gran medida debido a roturas o agujeros en el revestimiento. La forros deben ser inspeccionados visualmente para separación, roturas, agujeros, y ampollas. Si alguna de estas condiciones se observan, se puede ser necesaria para eliminar partes de la guarnición interna para investigar la eficacia del revestimiento y la condición de la tubería de metal por debajo del revestimiento. Alternativamente, la inspección ultrasónica de la superficie externa puede ser utilizada para medir el espesor del metal base. Cuando el forro es metálico y está diseñado para ser totalmente en condiciones de servidumbre, externa examen ultrasónico también puede ser utilizado para detectar agujeros de separación, y ampollas.
7.4.9.3 Revestimientos refractarios usados para aislar la pared de la tubería puede astillarse o grieta en el servicio, provocando puntos calientes que exponer en el metal a la oxidación y fluencia agrietamiento. Monitorización de la temperatura a través de Periódico visual, infrarrojo, la temperatura que indicapinturas deben llevarse a cabo en estos tipos de líneas para confirmar la integridad del revestimiento. Corrosión bajo refractario forros pueden resultar en la separación y abultamiento de la refractario. Técnica de examen de microondas (MW) pueden examinar el refractario de defectos volumétricos y para la separación de la superficie de la cáscara. Si abombamiento o separación del refractariose detecta revestimiento, porciones del refractario puede ser retirada para permitir la inspección de la tubería por debajo del refractario. De lo contrario, las mediciones de espesores que utilizan UT o perfil de RT se pueden obtener de la superficie metálica externa.
7.4.9.4 En caso de depósitos de funcionamiento, tales como coque están presentes en la superficie interior de las tuberías, las técnicas de END empleadosdesde el exterior de la tubería como el perfil de RT, UT, y / o ET se debe utilizar para determinar si dichos depósitostener la corrosión activa por debajo de ellos.
7.4.10 Agrietamiento por fatiga 7.4.10.1 Agrietamiento por fatiga de los sistemas de tuberías puede ser el resultado de tensiones cíclicas excesivas que son a menudo muy por debajo de laresistencia a la fluencia estático del material. Los esfuerzos cíclicos pueden ser impuestas por la presión, mecánica, o medios térmicosy puede resultar en de bajo ciclo o fatiga de alto ciclo. El inicio de la de bajo ciclo de agrietamiento por fatiga a menudo está directamente relacionado con elnúmero de ciclos de calentamiento / enfriamiento experimentado. Por ejemplo, muñones u otros accesorios que se extienden más alláel aislamiento de la tubería puede actuar como una aleta de refrigeración que establece una situación favorable a la fatiga térmica agrietamiento en calientetubería. Fatiga térmica también puede ocurrir en los puntos de mezcla cuando corrientes de proceso a diferentes temperaturas de funcionamientocombinar. El exceso de vibración sistema de tubería (por ejemplo, la máquina o el flujo inducido) también puede causar fatiga de alto ciclodaños. Ver API 570, Sección 5.4.4,
para hacer vibrar los requisitos de vigilancia de tuberías y API 570, Sección 7.5, pararequisitos de diseño asociados con vibración tuberías.
7.4.10.2 Agrietamiento por fatiga generalmente se puede detectar en primer lugar en los puntos de alta intensificación estrés como ramaconexiones. Lugares en los metales que tienen diferentes coeficientes de expansión térmica se unen mediante soldadura pueden sersusceptibles a la fatiga térmica. Métodos de END preferidos de la detección de grietas de fatiga incluyen PT, partículas magnéticastécnica de examen (MT), y UT haz angular al inspeccionar de la DO para el craqueo de identificación. lugares sugeridospara UT en los codos incluiría las 3 y 9 horas. Técnica de examen de emisión acústica (AE) tambiénpuede ser utilizado para detectar la presencia de grietas que se activan por las presiones de prueba o tensiones generadas durante elprueba. Ver API 570, Sección 6.6.3, para las consideraciones de fatiga en relación con las conexiones roscadas.
7.4.10.3 Es importante para el propietario / usuario y el inspector de entender que agrietamiento por fatiga es probable que la causafracaso de tuberías antes de la detección con cualquiera de los métodos de END. De la fatiga de ciclos necesarios para producir el fracaso, la granmayoría se requiere para iniciar la formación de grietas y se requiere relativamente pocos ciclos para propagar la fisura al fracaso. Comotal, el diseño y la instalación para evitar agrietamiento por fatiga adecuada son importantes. Ver API 571, para obtener información adicional sobre la fatiga térmica, la fatiga mecánica, y la fatiga inducida por vibraciones.
7.4.11 Fluencia Cracking 7.4.11.1 Fluencia depende del tiempo, la temperatura y el estrés. Agrietamiento fluencia eventualmente puede ocurrir en el diseñocondiciones desde algunas tensiones admisibles código tuberías están en el rango de fluencia. El agrietamiento se acelera por la fluencia /interacción fatiga cuando las condiciones de operación en el rango de fluencia son cíclicos. Especial atención se debe dar aáreas de alta concentración de esfuerzos. Si se encuentran las temperaturas excesivas, las propiedades mecánicas ycambios microestructurales en metales también pueden tener lugar, lo cual puede debilitar permanentemente el equipo. Un ejemplo dedonde agrietamiento fluencia se ha experimentado en la industria se encuentra en 11/ 4 aceros Cr anteriores (482 ° C ) a 900 °F.
7.4.11.2 Métodos ECM de detectar grietas fluencia incluyen PT, MT, UT, RT, ET y alternando campo actualmedición (CCGP), in situ metalografía y verificación dimensional (es decir, flejes diámetro de la tubería) son otraprácticas comunes para la detección. NDE métodos de examen volumétrica, incluyendo el perfil de RT y UT, se pueden utilizar paradetección de fluencia de craqueo.
AE se puede utilizar para identificar craqueo fluencia activo. El examen puede llevarse a cabo mientras la tubería está dentro o fuera deoperación. Cuando se lleva a cabo el examen, la probabilidad de detectar grietas de fluencia puede ser una función de la grietaorientación. Cualquier tubería examinado fuera de servicio requiere un estímulo de presión para activar cualquier daño presente.Ver API 571 para obtener información adicional sobre la fluencia y la tensión de ruptura.
7.4.12 Brittle Fracture 7.4.12.1 Carbono, de baja aleación, aceros ferríticos y otras pueden ser susceptibles a la rotura frágil en o por debajo de la ambientetemperaturas. En algunos casos, el efecto de refrigeración de la evaporación de líquidos, tales como amoníaco o C hidrocarburospuede enfriar las tuberías y promover la fractura por fragilidad en el material que no puede fallar de otra manera. Rotura frágil por lo general no es unpreocupación con la tubería de pared relativamente delgada. La mayoría de las fracturas frágiles han ocurrido en la primera aplicación de una tensión particular,nivel (es decir, la primera prueba hidrostática o sobrecarga) a menos que se introducen defectos críticos en servicio. El potencial de una frágilel fracaso se debe considerar cuando las pruebas de presión o más cuidadosamente evaluados cuando el equipo de prueba de presiónneumática o al añadir cualquier otra carga adicional. Especial atención se debe dar a los aceros de baja aleación (especialmente21/4 Cr-Mo material de 1), ya que pueden ser propensos a templar fragilización, y para los aceros inoxidables ferríticos.
7.4.12.2 A través de la pared grieta resultante de la rotura frágil y causando una fuga puede ser detectada con fugas de heliodetección. Alternativamente, el agrietamiento activa en el material fragilizado se puede detectar y posiblemente encuentra con AE. Ver API 571 para obtener información adicional sobre la fractura por fragilidad. API 579, Sección 3, establece los procedimientos para la evaluaciónde equipos para la resistencia a la rotura frágil.
7.4.13 Freeze Daños 7.4.13.1 En temperaturas bajo cero, el agua y las soluciones acuosas que se manejan en los sistemas de tuberías pueden congelarse ycausar la falla debido a la expansión de estos materiales. Después inesperadamente severo clima de congelación, es importantepara comprobar visualmente para daños por congelación para componentes de tuberías expuestas antes de que el sistema se descongela. Si se ha producido la rotura,fuga puede prevenirse temporalmente por el líquido congelado. Puntos bajos, goteo-piernas y muertos-piernas de los sistemas de tuberíasque contiene agua debe ser cuidadosamente examinada por los daños.
7.4.13.2 Para evitar daños por congelación, las precauciones deben tomarse para drenar, sistemas de purga, o trazas de calor dondehumedad podría recoger y congelar de forma inesperada durante las excursiones severos o repentinos de temperatura bajo cero. uno delos lugares más críticosde estas precauciones es la parte superior del asiento de las válvulas de seguridad y válvulas de alivio operadas por piloto,cuando la humedad podría estar presente. Tubos de escape en las válvulas de alivio que descargan a la atmósfera siempre debe tenerdrenaje adecuado o rastreo de calor.
7.4.14 Punto de Contacto de Corrosión La corrosión localizada en apoyo tubería puntos de contacto es el resultado de la corrosión de la grieta debido a los depósitos que contienenespecies corrosivas, agua y oxígeno típicas de un entorno corrosivo externamente. Más corrosión se puede esperaren climas húmedos, climas marinos, y donde el contacto entre la tubería y sus soportes es menos de un "punto" y más deun "área". Si no detectada y / o no mitigados, punto de corrosión por contacto puede conducir a fugas.
7.4.15 Mecanismos de Daño no metálicos En muchas circunstancias, la elección de FRP se basa en su resistencia inherente a los mecanismos de degradación tales comola corrosión. Sin embargo, ningún material es totalmente resistente y por lo tanto existe un potencial para la degradación en el servicio. Asociación Noruega de Industria del Petróleo (OLF), Directrices recomendados para NDT de Sistemas y tanques se ha de tubería de PRFVcompilado una extensa revisión del tema y elaboró un marco que se puede utilizar en las evaluaciones de riesgos y enla evaluación de mecanismos de daño. Mecanismos de daños típicos en servicio que se encuentran en los sistemas de tuberías de FRP no metálico se muestran en la Tabla 4.
Tabla 4 Mecanismos de daños asociados con Tuberías no metálicos Daño Los defectos se originan en la mala construcción / diseño Erosión
Grietas en bridas Tiza
Causa Espesor inadecuado en diseño cuando la tubería está enterrado muy profundo. Pobre conjuntaasamblea. Altas velocidades de flujo y el impacto de las partículas pueden causar erosión en los cambios en el flujo dirección y restricciones. Uniones atornilladas súper estresados. Altas cargas impuestas desde depósitos de corrosión construir arriba. Daño UV cuando el material FRP está expuesto a la radiación solar sin el uso de
material de envejecimiento
deformación Pozo / agujero de alfiler reblandecimiento
arrastrarse locura estrella Ampollas Agrietamiento Liner / barro agrietamiento
una barrera de luz UV exterior. Distribución de resina o resistencia de la fibra durante períodos prolongados de tiempo. Descompostura puede ser acelerada por la exposición a algunos productos químicos, especialmente álcalis fuertes. Cambio en las dimensiones debido a la exposición a largo plazo al estrés, a menudo descrito como creep. Cráteres pequeños en la superficie del laminado de resina de relleno incompleto. Reducción en la dureza asociada con la entrada de humedad cuando la resina tiene huecos excesivos. Deformación permanente del material bajo tensión a largo plazo y la temperatura. Propiedades de fluencia dependen de las propiedades de la resina. Fuerte impacto a la superficie externa. Permeación del fluido de servicio en el laminado (común en servicio de HCl). La degradación química, de choque o de temperatura excursiones térmicas.
7.5 Sobre Integridad de funcionamiento El uso de sobres operativos integridad (o integridad operativo Windows) para los parámetros claves del proceso (tanto físicay química) que podría afectar la integridad de tuberías si no se controla adecuadamente refuerza los planes de inspección. Ejemplos de laparámetros de proceso incluyen temperaturas, presiones, velocidades del fluido, el pH, las tasas de flujo, química o de las tasas de inyección de agua,concentración de los componentes corrosivos, composición química, etc. Los parámetros clave del proceso para los sobres de integridad operativoque contiene límites superior e inferior se puede establecer, según sea necesario, y las desviaciones de estos límites llevado a laatención del personal de inspección / ingeniería. Especial atención a los sobres de operación de integridad de seguimiento deberá También se le proporcionará durante arranques, paradas y alteraciones en el proceso significativos.
8 frecuencia y extensión de Inspección 8.1 Generalidades 8.1.1 La frecuencia y la minuciosidad de las inspecciones de tuberías oscilará entre frecuencia y extensa en las clases de tuberíasdonde el deterioro es extremo, a pocas veces y superficial en las clases de tuberías en los servicios no corrosivos. La frecuencia deinspecciones de tuberías deben ser determinados por las siguientes condiciones:
a) consecuencia de un fracaso (clasificación de tuberías), b) el grado de riesgo (probabilidad y las consecuencias de un fracaso), c) Importe de tolerancia de corrosión restante, d) los datos históricos disponibles, e) los requisitos reglamentarios.
8.1.2
API 570 requiere la clasificación de los sistemas de tuberías de acuerdo a las consecuencias del fracaso. Cada refinería oplanta de proceso debe revisar sus propios sistemas de tuberías y desarrollar un sistema de clasificación de uso de la informaciónproporcionada en API 570. Este sistema ayuda a establecer frecuencias mínimas de inspección para cada clasificación de tuberías.
8.1.3
Algunas inspecciones pueden y deben hacerse mientras la tubería está en funcionamiento. Inspecciones que no se pueden hacerdurante la operación debe hacerse mientras que la tubería no está en servicio. Temperatura de funcionamiento elevada puede limitar las inspecciones técnicas que se pueden utilizar de manera eficaz durante la operación.
8.2 Inspección Online 8.2.1 Razones técnicas de inspección del Online 8.2.1.1 Ciertos tipos de inspecciones externas deben ser realizadas mientras la tubería está en funcionamiento. La vibración y balanceo esevidente con el flujo de proceso a través de la tubería. La correcta posición y la función de soportes, perchas, y anclajes es mástuberías mientras aparente está en funcionamiento a la temperatura. El inspector debe buscar la distorsión, la liquidación o fundaciónmovimiento que podría indicar diseño o fabricación impropia. Rodillos para tubos y placas de deslizamiento deben ser evaluados paragarantizar que operaban libremente.
8.2.1.2
fugas es a menudo más evidente durante el funcionamiento. Los inspectores deben buscar signos de fuga de tanto irde cada tubo y en cada tubo. La fuga de una tubería puede indicar un agujero en el tubo, y las fugas en una tuberíapuede indicar una fuga de una fuente no observado (por ejemplo, debajo de aislamiento).
8.2.1.3
inspecciones termográficas pueden llevar a cabo por varias razones, pero deben realizarse bajo operativocondiciones. Las imágenes térmicas pueden mostrar taponamiento y / o mala distribución del flujo que puede afectar a los mecanismos de corrosión. La termografía también puede mostrar aislamiento húmedo que puede conducir a la CUI. La termografía puede mostrar ruptura de interiorrefractario aislante que puede conducir a la corrosión a alta temperatura de la pared del tubo. La termografía puede mostrarmal funcionamiento de líneas de calentamiento que podría permitir que los mecanismos de daños inesperados de operar. Por ejemplo, la localización queestá demasiado caliente puede causar SCC cáustica de acero al carbono que lleva soluciones cáusticas, y rastreo que es demasiado frío puede permitirla corrosión del punto de rocío.
8.2.1.4
La radiografía puede ser tan eficaz durante el funcionamiento como cuando la tubería está desconectado. Radiografía Online podíadetectar ensuciamiento que podrían ser lavado de tuberías durante la preparación de entrada de la unidad.
8.2.2 Razones prácticas para Inspección Online 8.2.2.1
La inspección en flujo puede aumentar longitudes unidad de ejecución, dando garantías de que la tubería es apto para el servicio continuo.
8.2.2.2
Cuando se debe reemplazar la tubería, en funcionamiento inspección permite un inspector para definir el grado de sustitucióny se han tuberías reemplazo fabricado antes del cierre.
8.2.2.3
Unidades se aprietan a menudo durante una parada, y en operación de inspección de tuberías pueden aumentar la seguridad y laeficiencia de las operaciones de cierre mediante la reducción del número de personas que necesitan estar en la unidad durante ese tiempo.
8.2.2.4
La inspección en la corriente puede reducir los aumentos repentinos en la carga de trabajo y así estabilizar las necesidades de personal.
8.3 Desconectado Inspección 8.3.1
Una limitación común a la inspección en línea es la temperatura. El equipo utilizado en algunos tipos de técnicasno puede funcionar a temperaturas muy por encima de ambiente. Además, el calor radiante de alguna tubería puede ser demasiado grandepara los técnicos para hacer mediciones de forma segura. En ambos de estos casos, puede necesitar la inspección de tuberías que hacercuando la tubería no está en funcionamiento.
8.3.2
Señales de aislamiento húmedo hay que señalar cuando la tubería no está en línea. Goteo de agua en el aislamiento no puede mostrarla humedad durante el funcionamiento porque el calor desde el tubo hace que el agua de superficie para evaporar, pero el agua más profunda en elaislamiento todavía puede causar CUI. Si la humedad se observa durante una parada, la tubería húmeda se debe considerar para CUIinspección.
8.3.3
Cuando la tubería se abre por cualquier razón, se debe inspeccionar internamente en cuanto a permisos de accesibilidad. Algunostubería es lo suficientemente grande para la inspección interna que sólo puede ocurrir mientras la tubería está desconectado.
8.3.4 inspecciones adecuadas de seguimiento deben llevarse a cabo para determinar las c ausas de los defectos, tales como fugas,desalineación, vibración y balanceo, que se detecta mientras la unidad estaba operando.
8.4 Inspección Alcance 8.4.1
inspección tubería debe ser lo suficientemente frecuente para asegurar que toda la tubería tiene un grosor suficiente para proporcionar tantocontención de la presión y soporte mecánico. Para tuberías sometidos a la corrosión uniforme, calculando la velocidad de
corrosióny la vida restante en cada LMC y establecer el intervalo de inspección en la vida media había dado tradicionalmente queaseguramiento. El inspector, a menudo en consulta con especialistas e ingenieros de corrosión de tuberías, ha decidido lanúmero y ubicación de CML (ver API 570). RBI puede ser utilizado para determinar el intervalo y la extensión.
8.4.2 Para los mecanismos de degradación distintos de la corrosión uniforme, el inspector debe determinar el tipo deinspección, la frecuencia, la amplitud, y las ubicaciones de CML. Los ingenieros de la corrosión y equipos a presión tienennormalmente ayudado en este proceso.
9 Medidas de seguridad y Trabajo Preparatorio 9.1 Precauciones de seguridad Se deben tomar antes de realizar las inspecciones y externos 9.1.1 Precauciones de seguridad especialmente antes de cualquiertuberías se abre para su inspección. El equipo de protección personal (EPP) apropiado se debe utilizar para cadainspección. Los procedimientos para la separación de las tuberías, instalación de persianas, y la comprobación de fugas debe ser una parte integral delas prácticas de seguridad. En general, la sección de la tubería que se abrirá debe estar aislado de todas las fuentes de líquidos nocivos,gases o vapores y purgado para eliminar todo el aceite y gases y vapores tóxicos o inflamables.
9.1.2
pruebas Martillo de tuberías a presión podría causar el fracaso y permitir que el contenido de la tubería a ser puestos en libertad. Se deben tomar precauciones antes de cualquier prueba de martillo de tuberías en servicio (ver 2217A API).
9.1.3
Radiografía debe realizarse de conformidad con los requisitos aplicables del sitio y jurisdiccióndebido a la exposición potencial de la radiación.
9.1.4
Se debe tener cuidado cuando se trata de eliminar las incrustaciones y depósitos de las superficies externas de inservicetuberías especialmente cuando se opera a alta presión o la temperatura con fluidos de proceso peligrosos / inflamables. Pérdida de incidentes de contención se han producido cuando se retiraron los depósitos mientras que la inspección de CUI, punto de apoyocorrosión, refrigeración corrosión deriva agua, etc., que cubrían los daños por corrosión a través de la pared. El propietario / usuario puedeconsidere lo siguiente para mitigar el riesgo de un evento a través de la pared. a) Utilización de perfil RT o UT ECM para inspeccionar bajo depósitos y determinar la cantidad de daños por corrosión, antesmolestar a los depósitos. b) Desarrollar un plan de respuesta de emergencia en caso de que una fuga a través de la pared. Este plan debe incluirdisposiciones para aislar la zona afectada, disposiciones de reparación temporal, y todos los requisitos de PPE adicionales.
9.2 Trabajo preparatorio
9.2.1 Todos los posibles trabajos de preparación se debe hacer antes del inicio programado de la inspección. Los andamios deben estarerigido, aislamiento removido y preparación de la superficie terminada donde se requiera. Tuberías enterradas se debe excavar enlos puntos a ser inspeccionados. Equipo necesario para la seguridad personal deben ser evaluados para determinar su disponibilidad ycondición. Cualquier signo de advertencia necesarios deben obtenerse por adelantado, y barricadas deben ser erigidas alrededor de todoexcavaciones. Las señales y barreras apropiadas como es requerido por el sitio y jurisdicción debe estar en su lugar antes dese lleva a cabo la radiografía.
9.2.2
Las herramientas necesarias para la inspección debe comprobar la disponibilidad, condiciones adecuadas de funcionamiento, calibración yexactitud. Las siguientes herramientas e instrumentos se utilizan a menudo en la inspección de la tubería: a) equipos de detección ACFM grieta; b) Analizador de aleación (fuente nuclear para la identificación de materiales); c) boroscopio y / o de fibra óptica; d) de la cámara; e) crayón o marcador; f) pinzas de lectura directa con las piernas de forma especial; g) El equipo de corrientes de Foucault; h) una linterna con iluminación portátil adicional; i) martillo; j) Identificación y transferencia OD pinzas; k) pirómetro de infrarrojos y la cámara; l) cuchillo; m) detector de fugas (sonic, prueba de gas, o una solución de jabón); n) el equipo líquidos penetrantes; o) imán; p) equipo de partículas magnéticas; q) lupa; r) Kit de identificación de los materiales; s) el equipo de inspección de microondas; t) espejo;
u) portátil o bocetos; v) la pintura; w) calibre pozo profundo; x) probador de dureza portátil; y) el equipo radiográfico; z) cámara de televisión a distancia (para la inspección interna); aa) raspador; ab) regla de acero; ac) de espesor o gancho calibre; ad) equipos de ultrasonidos; ae) cepillo de alambre.
9.2.3
Además de la lista anterior, chorro de arena o un equipo comparable se puede requerir para quitar la pintura y otrarecubrimientos protectores, suciedad o productos de corrosión de manera que la superficie esté bien preparada para la técnica de inspecciónpor ejemplo inspección de grietas con MT.
9.3 Investigación de Fugas On-corriente de fugas en las tuberías en las unidades de proceso puede ocurrir por varias razones. Los que investigue la filtración puede haberparticularmente en riesgo a la consecuencia asociado con la liberación del fluido de proceso. Un sitio puede que desee crear unprocedimiento de seguridad general a seguir durante una investigación de fugas de tuberías. Una precaución adicional es celebrar una seguridadrevisar antes de cualquier investigación sobre la filtración. La revisión examinará el estado de un sistema de tuberías en términos de presión,temperatura, inventario de fluidos de proceso, los mecanismos posibles daños y factores similares restante. El equipo de seguridad debe definir: a) una "zona caliente" alrededor del sitio de la fuga, y establecer requisitos adicionales de equipos de extinción de incendios PPE y para llevar a cabotrabajar dentro de esta zona; b) los requisitos de descontaminación al salir de la zona caliente y otros requisitos necesarios para proteger al personaly el medio ambiente. El equipo de seguridad debe ser supuestos de toma cuidadosas sobre la causa de la fuga. Se han producido incidentes enpersonal investigador asume que sabían la causa de una pequeña fuga en una línea de operación y fueron capturadospreparados cuando la fuga de repente se convirtió en bastante grande.
10 Procedimientos y prácticas de inspección
10.1 Inspección Visual externa. 10.1.1 General Inspecciones visuales externas se realizan para determinar la condición externa de tuberías, sistema de aislamiento, pintura /sistemas y hardware asociado recubrimiento, y para verificar si hay signos de desalineación, vibración, y escapes. anexo A contiene una lista de verificación de la muestra.
10.1.2 Fugas 10.1.2.1
Las fugas pueden ser peligros de seguridad o riesgo de incendios. Pueden causar el cierre prematuro de los equipos y, a menudo como resultado pérdidas económicas. Las fugas en las tuberías utilidad rara vez son peligrosos o causar paros, pero resultan en pérdida. Las fugas en aceite caliente o volátil, gas y tuberías químicas pueden provocar un incendio, una explosión, la contaminación de los alrededores ambiente, un problema ambiental grave o un cierre prematuro. Vigilancia visual frecuente debe ser hecha que no haya fugas. Particular atención debe darse a uniones embridadas, empaquetaduras y bonetes de válvulas, y juntas de expansión en la tubería que transporta materiales peligrosos inflamables, tóxicos, corrosivos o de otra índole. Muchas fugas pueden ser detenidas o reducidas al mínimo apretando empaquetaduras.
10.1.2.2
Apretar los tornillos en una línea a presión sólo se recomienda cuando se toman medidas especiales para evitar tres problemas potenciales: a) las interacciones cuando un perno se aprietan los pernos adyacentes se aflojan, b) un tornillo puede producir o no debido a una sobrecarga, c) apretar un lado de una brida puede originar desviaciones en las áreas opuestas y adyacentes a ella.
10.1.2.3
Las fugas de ciertos fluidos pueden resultar en el agrietamiento y / o corrosión de pernos de la brida; en este tipo de servicios, los pernos deben ser reemplazado. La pronta reparación de fugas a menudo evitar la corrosión grave o erosión de superficies de la junta o prensaestopas. Las reparaciones temporales o permanentes, posiblemente, se pueden hacer mientras que las líneas están en servicio.
10.1.3 La desalineación La tubería debe ser inspeccionada por la desalineación, que puede ser indicado por las siguientes condiciones: a) tuberías desalojada de uno o más soportes de manera que su peso no se distribuye correctamente en la restante perchas o sillas de montar; b) la deformación de una pared del depósito o tanque en la vecindad de un accesorio de tuberías; c) la tubería soporta forzado fuera de plomo por la expansión o contracción de la tubería;
d) la sustitución excesiva o la reparación de rodamientos, impulsores, y ruedas de turbina de bombas centrífugas, compresores, y los sellos de turbina a l a que está conectada la tubería; e) el desplazamiento de una placa base, rompiendo de una fundación, o cizallamiento de pernos de la base de equipos mecánicos para que las tuberías se adjunta; f) grietas en la conexión de bridas o los casos de bombas o turbinas a la que se une la tubería; g) articulaciones de expansión que son excesivamente deformados o no funciona correctamente. Si se descubre desalineación significativa de tuberías, se debe corregir con prontitud.
10.1.4 Apoyos 10.1.4.1 Soportes de tubería consiste en zapatos, perchas (cadenas, varillas, o manantiales de apoyo variable o constante), y aparatos de ortodoncia. Apoyos deben ser inspeccionados visualmente para los siguientes problemas: a) deterioro de los revestimientos protectores o protección contra el fuego; b) la prueba de corrosión, especialmente en o cerca de los archivos adjuntos de la fundación; c) la distorsión; d) daño físico general; e) el movimiento o el deterioro de zapatas de hormigón; f) el incumplimiento o aflojamiento de tornillos de la cimentación; g) el apego inseguro de soportes y vigas al soporte; h) prohibido el uso de rodillos de tubos o placas de deslizamiento; i) el apego inseguro o ajuste incorrecto de soportes de tuberías, NOTA: Si se utiliza, las cargas de la suspensión del resorte se deben comprobar, tanto en condiciones frías y calientes, y las lecturas obtenidas deben determinarse en función de las lecturas frías y calientes originales. Configuraciones de apoyo primavera inadecuadas pueden causar excesivas cargas de las tuberías en equipo rotativo que puede resultar en falta de alineación. Otros factores, como el asentamiento diferencial y la fluencia puede hacer ajustes alternativos necesarios. j) rota de tubería defectuosa anclajes; k) prohibido el uso de poleas o puntos de giro en los sistemas de tuberías en voladizo.
10.1.4.2
Si ignifugación se encuentra defectuosa, lo suficiente se debe quitar para determinar la causa y el alcance de la corrosión. Si se observa la corrosión, la medición de espesores se deben tomar para determinar si el metal restante puede soportar suficientemente la carga.
10.1.4.3
Si no se encuentra el deterioro de zapatas de hormigón, la causa debe ser determinada y la acción correctiva debería deben adoptarse.
10.1.4.4
tornillos de la cimentación sueltos pueden ser encontrados por la ligera rapear los lados de los pernos con un martillo mientras sostiene una dedo contra el lado opuesto en contacto con la placa de apoyo. El movimiento del perno será fácilmente detectado. Tratandolos tornillos de apriete las tuercas con una llave también indicará aflojando. Pernos rotos se pueden detectar mediante el mismo método utilizado para encontrar pernos sueltos. El cambio de la placa de apoyo en su fundación puede indicar que la fundación pernos se cortan.
10.1.4.5 Inspección también debe incluir la búsqueda de conexiones de ramales pequeños que están en contra de soportes para las tuberías como resultado del movimiento térmico de la línea más grande. Además, descarga hidráulica a menudo hará que un pequeño ramal que ser dañado si se encuentra demasiado cerca de un soporte.
10.1.5 vibración Si se observa vibración u oscilación, soldaduras deben inspeccionarse en busca de grietas, en especial en los puntos de restricción, tales como áreas donde la tubería se une a los equipos y cerca de los anclajes. Los problemas se producen con frecuencia en pequeña soldada y conexiones roscadas que tienen una válvula pesada que acentúa la vibración y en pequeñas líneas que están vinculados a un línea más grande y obligado a moverse con él. Apoyo adicional debe ser considerado para la tubería de tamaño pequeño mal arriostrados y válvulas y para la línea principal de vibración a los que están unidos. En los casos de vibración severa, puede ser aconsejable tener un consultor competente recomiende un remedio, sobre todo si el equipo especializado, como una botella de pulsacioneso influir en los estabilizadores, que sean necesarios.
10.1.6 Corrosión Externa 10.1.6.1
Los defectos en recubrimientos de protección y la capa impermeable de aislamiento permitirá la humedad para entrar en contacto con la tubería. Cuando se encuentran defectos en el recubrimiento impermeable de aislamiento, ya sea suficiente aislamiento debe ser eliminado o el área afectada debe ser radiografiado para determinar la extensión y gravedad de la corrosión. Secciones de aislamiento pueden ser removidos de las pequeñas conexiones, tales como líneas de purga y medir las conexiones, y a dificultad en la obtención de un buen sello en el aislamiento hace que estos lugares particularmente vulnerables a la corrosión externa.
10.1.6.2
Las líneas que sudan son susceptibles de deterioro en áreas de apoyo. La corrosión puede ser encontrado en las abrazaderasen las líneas de suspensión. Tubería montado sobre rodillos o zapatos de apoyo soldadas está sujeta a la acumulación de humedad con la corrosión resultante. Se ha derramado líquido en la tubería, el choque de un chorro de v apor y el agua que gotea en una línea pueden causar deterioro. La pérdida de vapor de masilla de sellado de la aislamiento de las tuberías en el servicio frío puede dar lugar a la corrosión local.
Paredes de la tubería dentro de soportes muñón abiertas están sujetos a la corrosión. Todos estos puntos deben ser investigados.
10.1.6.3
Una pérdida de espesor se puede determinar mediante la comparación del diámetro de la tubería en el área corroída con el diámetro de la tubería originales. La profundidad de los hoyos se puede determinar con un medidor de pozo profundo.
10.1.6.4
Bolting también debe ser revisado, especialmente en ambientes marinos y otros ambientes corrosivos.
10.1.7 Las acumulaciones de líquidos corrosivos El líquido derramado que se ha filtrado en la tierra por lo general se puede localizar mediante la búsqueda de la decoloración de la tierra. el derrame debe ser investigados para determinar si el líquido es corrosivo para el acero. Esto puede implicar un análisis químico demuestras de suelo o del líquido, a menos que se conoce la fuente del derrame. Suelo afectado debe ser manejado de acuerdo con las leyes y reglamentos aplicables.
10.1.8 Puntos calientes 10.1.8.1
tuberías que operan a temperaturas más altas que el límite de diseño o en el intervalo de fluencia, incluso sin mayorpresión, puede experimentar abultada. En la tubería que está protegido contra temperaturas excesivas por aislante internarefractario, falla del aislamiento provoca un calentamiento excesivo de la pared metálica, causando un punto caliente. la excesivala temperatura reduce en gran medida la resistencia del metal y puede causar abultamiento, descamación, pandeo localizado, metaldeterioro o fallo completo.
10.1.8.2 inspección frecuente se debe realizar para detectar puntos calientes en la tubería con aislamiento interior. Cualquier abultamiento o escalado debe señalar para una mayor investigación cuando el equipo está apagado. Algunos puntos calientes pueden ser detectados por un resplandor rojo, particularmente si la inspección se realiza en la oscuridad. La temperatura de la piel de los puntos calientes indicadas debe ser medido utilizando un termopar portátil, lápices de colores indicadores de temperatura, pinturas indicadores de temperatura, termografía, o un pirómetro. Para asegurarse de que una ruptura en el servicio no se produce, la cantidad de abombamiento no debe exceder la cantidad de fluencia permitida para el material. Como medida provisional, enfriando puntos calientes graves con vapor, agua, o el aire puede ser deseable o necesario hasta que el sistema puede ser retirado del servicio (esta situación debe revisado por un ingeniero de la tubería). La condición tanto de la tubería de metal y el aislamiento interno cerca de los puntos calientes deben ser investigado durante el próximo período de cierre.
10.2 Las mediciones de espesores 10.2.1 técnicas de exploración ultrasónica (UT) 10.2.1.1 general
Los instrumentos ultrasónicos se utilizan ampliamente para mediciones de espesor y se han convertido en el equipo estándar en la mayoría de las organizaciones de inspección petroquímica. Las principales ventajas de la utilización de instrumentos de espesor digitales son: a) la mayoría de los instrumentos pesan no más de varios kilos y son tan pequeñas que no son engorrosos, b) medidores digitales son económicos de comprar y mantener en comparación con muchos otros instrumentos, c) los requisitos de formación y experiencia son menos de lo que se requiere para la detección de fallas y calidad de la soldadura evaluación. Sin embargo, el grado de formación y experiencia necesaria para garantizar mediciones verdaderas y exactas son obtenida puede ser considerable y no debe ser subestimado. Los propietarios / usuarios deben asegurarse de que la formación adecuada, examen y certificación del personal que lleva a cabo como se describe en ASNT SNT-TC-A y ASME BPVC Sección V. El personal que utilice estos dispositivos deben tener una formación sobre el uso correcto de este equipo, incluyendo la teoría de ultrasonidos, mediciones de espesor de alta temperatura, las operaciones de evaluación y material de corrosión.
10.2.1.2 Instrumentos de espesores Hay tres tipos de instrumentos de espesor: lectura espesor numérico, A-scan con lectura espesores numéricos y detectores de fallas.
10.2.1.2.1 Espesor de lectura numérica Instrumentos de lectura de espesores son pequeños pulsos de mano eco medidores de espesor con sólo una lectura numérica. Estos instrumentos típicamente están equipados con doble elemento transductores de emisión y recepción. Los instrumentos tienen una sonda de cero y una velocidad de ajuste de calibración en diversos materiales. La gama de estos instrumentos en general oscila entre 0,040 in.a 20,000 in., dependiendo de la configuración. Los instrumentos operan midiendo el tiempo entre el primer pulso (IP) y el primer eco. El uso de la lectura de espesor numérico solamente instrumentos debe ser cuidadosamente considerada, ya que han sido mal utilizadosy mal aplicado dentro de la industria y puede conducir a resultados erróneos e inexactas.
10.2.1.2.2 A-scan con Espesor de Lectura Numérica A-scan con instrumentos de lectura de espesor se dividen en dos grupos, detectores de medición y de defectos de espesor.
10.2.1.2.2.1
instrumentos de medición de espesor A-scan incorporan un display numérico y una pantalla electrónica paravisualice una presentación de A-scan. Las pantallas son usualmente pantallas de cristal líquido (LCD) o diodos emisores de luz (LED). Algunos de estos instrumentos tienen la capacidad de mostrar tanto A y B-scan.
La ventaja de una pantalla A-scan sobre una pantalla numérica es que permite al examinador para ver la forma de onda ultrasónica para verificar la señal adecuada que se mide por el instrumento. Esto es extremadamente importante en el caso de duplicar y para evaluar una indicación laminar vs daños por corrosión. La pantalla A-scan ayuda al examinador para distinguir entre una superficie corroída y una inclusión laminar. La señal de una inclusión laminar reflejado vendrá hacia arriba desde la línea de base en un punto anterior a la pared posterior reflejados señal que indica la profundidad de la inserción. A menudo, durante la exploración de un área corroída, la señal de corrosión romper la línea de base en la señal de vuelta de la pared y la señal de la corrosión se moverá hacia la señal IP hasta que el mínimo espesor que se alcanza. Este movimiento se debe a que el sonido que se refleja desde los bordes de la corrosión hasta la más delgada área se está reflejando. Este movimiento de la señal de corrosión se refiere a menudo como "caminar la señal."
10.2.1.2.2.2
Instrumentos A-scan suelen tener la capacidad de operar en cualquiera de los dos modos de tiempo, el tiempo de la IP modo o los múltiples modos de eco. El modo de intervalo IP mide el tiempo de tránsito de la IP y el primer eco. El modo eco múltiple permite al examinador para ajustar el instrumento para medir entre un conjunto de múltiples sucesivasse hace eco de IP en lugar de la primera a fin de establecer el espesor. El modo de eco múltiple se utiliza para medir el espesor restante en las muestras con superficies revestidas y sin incluyendo el espesor del recubrimiento. Esto se logra mediante la medición del tiempo de viaje entre dos paredes posteriores sucesivas señales para obtener el espesor del material y no incluyendo el tiempo de viaje debido al grosor del recubrimiento. Cuando utilice este modo, el examinador debe prestar especial atención a la pantalla A-scan para asegurar las señales adecuadasse está midiendo. Evaluación corrosión debería realizarse utilizando el modo de intervalo IP. La energía reflejada en bruto y corroída opicada superficies es a menudo sólo lo suficientemente fuertes para producir una sola señal y el instrumento indicará "0.000"cuando en el modo de eco múltiple, ya que requiere dos ecos de medir.
10.2.1.2.2.3
Estos instrumentos utilizan principalmente un 0,025 pulg. A 0.500 pulg. De diámetro, 2,0 MHz a 5,0 MHz, dual-elemento unidad de búsqueda de paso de captura pero, algunos instrumentos tienen opciones para utilizar retraso de un solo elemento o incluso EMATs.
10.2.1.2.3 Detectores de defectos por ultrasonidos con una pantalla numérica 10.2.1.2.3.1
detectores de fallas de ultrasonidos con una pantalla numérica son similares a los medidores de espesor-scan en quetener tanto un A-scan y una pantalla numérica y se puede utilizar con transductores de una o de dos elementos. Estos instrumentos son más avanzados que los demás y suelen tener muchas más opciones y características, incluyendo la capacidad para exámenes de haz angular.
10.2.1.2.3.2
Detectores con pantallas numéricas pueden funcionar ya sea en el IP o múltiples modos de eco de temporización.
10.2.1.2.3.3
Otras aplicaciones que requieren el uso de detectores de fallas por ultrasonido son exámenes de calidad de soldadura, avanzada dimensionamiento defecto y detección de ataques de hidrógeno a alta temperatura. Exámenes de calidad de soldadura (haz angular) utiliza especialmente diseñado cuñas transductor para generar ondas de corte a 45 °, 60 ° o 70 ° para detectar, evaluar y dimensionarde defectos. Los defectos que se pueden detectar grietas, escorias, falta de fusión, penetración incompleta y la porosidad.
10.2.1.2.3.4
avanzada grieta técnicas de clasificación para la medición de la medida a través de la pared de las grietas incluir el uso de difracción de punta, L-olas de alto ángulo, 30-70-70 unidades de búsqueda y unidades de búsqueda bimodales. Todo el avanzado técnicas requieren una formación adicional y el examinador pasan un examen de demostración basado en el rendimiento. Otras tecnologías de ensayo ultrasónicas avanzadas disponibles para detectar y evaluar y dimensionar defectos incluyen el tiempo de vuelo difracción (TOFD) y arreglos de fase.
10.2.1.2.3.5
El ataque por hidrógeno de alta temperatura puede ser detectada y evaluada utilizando otros altamente especializado técnicas ultrasónicas, incluyendo técnicas de retrodispersión y relación de velocidades ultrasónicas.
10.2.1.3 Algunos Factores que afectan la medición Precisión 10.2.1.3.1
velocidades ultrasónicas son diferentes en diferentes materiales. Es muy importante usar la velocidad adecuada para obtener mediciones precisas del espesor. El instrumento ultrasónico determina el espesor midiendo los viajes de ida y vuelta sonido multiplicada por la velocidad y dividido por dos. El viaje de ida y vuelta del sonido se mide desde la generación de pulsos a la vez que se recibe la señal de la parte posterior de la pared u otro reflector. La velocidad que se puede equivocar ya sea aumentar o disminuir el espesor ultrasónico medida como.
10.2.1.3.2
inclusiones laminares pueden causar lecturas erróneas. Debido a que las inclusiones laminares crear una interfaz plana perpendicular a la dirección de desplazamiento de la onda, pueden reflejar el sonido de vuelta al transductor. Esto refleja la señal puede ser mal interpretado como la señal de vuelta de la pared y se calculará como una lectura más fina.
10.2.1.3.3
Si la superficie ID es extremadamente áspera o un pozo de forma irregular de bienes se encuentran, a menudo, la única indicación. El examinador puede encontrar es una señal de vuelta de pared menor amplitud o una pérdida completa de la señal de vuelta de la pared. Esta reducción o pérdida es debido a la dispersión del sonido en el material y a su vez no hay suficiente energía ultrasónica recibida por el instrumento que producirá una señal por encima del nivel de ruido. En casos como estos, el examinador debe aumentar el valor de la ganancia en el instrumento hasta que la zona donde se produjeron la señal de disminución o pérdida de la señal puede ser evaluados por completo en la medida en que el examinador puede determinar un espesor mínimo.
10.2.1.3.4
La duplicación se produce cuando la medición de materiales delgados normalmente menos de 0.100 in. (2,5 mm) y resulta en una leer mucho más gruesa que el espesor de pared real. La señal pared posterior reflejada es en mascarada por el ruido de la IPy el instrumento lee la segunda o tercera reflexión. Otra aparición de duplicación puede ser
causada en extremadamente materiales delgados por el sonido que refleja en el material de la producción de una distancia de salto extra antes de su recepción, de ese modo, duplicando el tiempo de viaje o distancia de sonido y, a su vez duplicando el espesor medido.
10.2.1.3.5
Cada unidad de búsqueda debe ser analizada para determinar el espesor mínimo
medible. Pasos de ejemplo son los siguientes: 1) medir el espesor de un conjunto de galgas de espesores a partir de 0,100 en (2,5 mm); 2) medir el 0,090 pulg. (2,3 mm), 0.080 in. (2,0 mm), y así sucesivamente, restando 0,010 pulg. (0,25 mm) cada lectura hasta que el espesor medido como-es dos veces o más que el espesor real; 3) tomar el espesor donde se produjo la duplicación y multiplicar por 1,5 veces y este debe ser el mínimo espesor mensurable para esa unidad de búsqueda.
10.2.1.4 Evaluaciones de Corrosión. 10.2.1.4.1
Las mejores unidades de búsqueda de la realización de la evaluación de corrosión son transductores de elemento dual. Los piezoeléctricos elementos en estas unidades de búsqueda se colocan en ángulos ligeros para la reflexión directa del sonido transmitido hacia el recibir transductor. Esta inclinación de los transductores también proporciona algunos pseudo enfoque del haz de sonido. El dual elemento unidades de búsqueda proporcionan mejor cerca de la detección de superficie que las unidades convencionales de búsqueda de un solo elemento.
10.2.1.4.2
La frecuencia de la mayoría de las unidades de búsqueda varía de 2 MHz a 5 MHz y el diámetro de 0,25 pulg. A 0.500 pulg. (6,3 mm a 12,7 mm). Aplicaciones especiales como gruesa [> 6,00 pulg. (152 mm)] materiales, producto formas, tales como piezas de fundición o materiales de grano grueso, como de alta aleación o de alto níquel aceros pueden requerir menor frecuencias (1 MHz) y / o unidades de búsqueda de mayor diámetro.
10.2.1.4.3 unidades de búsqueda utilizados para la detección de corrosión o evaluación deben tener una buena superficie de desgaste en la cara de la unidad de búsqueda para permitir que el examinador para escanear áreas corroídas para la lectura mínima y minimizar el desgaste de la unidad de búsqueda. Al llevar a cabo la detección de corrosión o de evaluación, el examinador debe escanear el área de interés con la unidad de búsqueda en lugar de llevar a cabo mediciones de puntos individuales. Escaneo ofrece una mayor posibilidad de detectar pequeñas de diámetro (menos de la mitad de la unidad de búsqueda de diámetro) indicaciones que tomar mediciones de punto. el examinador no debe escanear más rápido que las pantallas A-scan frecuencia de actualización para evitar perder una indicación pequeña. Esto es típicamente 6 in. / S(152 mm / s) o menos. Además, el examinador debe superponerse cada trayectoria de exploración por un mínimo de 10% del transductorde diámetro.
10.2.1.5 Espesor mediciones de alta temperatura
10.2.1.5.1 La unidad de búsqueda es el componente más importante del equipo de prueba de espesor de alta temperatura mediciones. Algunas unidades de búsqueda de alta temperatura están diseñados para soportar temperaturas de hasta 1000 ° F (538 ° C). -Línea de retardo especial materiales y transductores refrigerados por agua están disponibles que permiten el uso de instrumentos de pulso-ecoa temperaturas de hasta 1100 ° F (593 ° C) .La mayoría de alta temperatura unidades de doble elemento de búsqueda se fabricancon el material de retardo incorporado en el caso, mientras que la mayoría de las unidades de búsqueda de un solo elemento vienen con retrasos reemplazables. El ciclo de trabajo es otro factor crítico para las unidades de búsqueda de alta temperatura. La unidad de búsqueda debe dejarse enfriar hacia abajo entre las mediciones de espesor. Esto es especialmente crítico en el caso de las unidades de búsqueda de elemento dual. Incluso aunque estas unidades de búsqueda están fabricadas para soportar las altas temperaturas, continuaron su uso en elevadas temperaturas causarán estas unidades empiezan a avería. Como regla general, la unidad de búsqueda debería sera que se enfríe entre las mediciones de espesores donde el examinador cómodamente puede sostenerlo en su mano desnuda.
10.2.1.5.2
El segundo elemento más crítico para la realización de mediciones de espesor de alta temperatura es la acoplante ultrasónico. Hay varios acopladores de alta temperatura disponibles comercialmente. las deseables características de un medio de acoplamiento deben ser uno con buenas propiedades acústicas, buena estabilidad química a elevadas temperaturas, la capacidad de resistir la descomposición, la capacidad de permanecer en superficies verticales durante 10 segundos o más largo, alta temperatura de ebullición, no inflamable y no tóxico.
10.2.1.5.3
La temperatura de la muestra de ensayo afecta a la medición de espesores UT. Como la muestra de ensayo los aumentos de temperatura superiores a la temperatura ambiente, la velocidad del material disminuye, por lo tanto, el aumento de la asmeasuredde espesor por ultrasonidos en un factor de 1% / 100 ° F (1% / 55 ° C).
10.2.1.5.4
El examinador debe usar el EPP apropiado cuando se realizan mediciones de espesor de alta temperatura para la protección contra el calor irradiado.
10.2.2 Técnicas de examen radiográfico (RT) 10.2.2.1 técnicas Gamma-radiográficos proporcionan mediciones precisas de la pared de tubo y permiten la inspección de parte interna de algunos equipos. Las funciones principales de este método son para detectar la pérdida de metal y comprobar la calidad de la soldadura. Radiografía tiene las siguientes ventajas: a) aislamiento de tuberías puede permanecer intacta; b) la temperatura del metal de la línea tiene poca influencia en la calidad de la radiografía, siempre que el casete de película puedeser protegidos del calor de la tubería; c) las radiografías de las pequeñas conexiones de tuberías, tales como pezones y acoplamientos, pueden ser examinados para el contacto del hilo, corrosión y soldadura de calidad;
d) película proporciona un registro visual permanente de la condición de la tubería en el momento de la radiografía; e) la posición de las partes internas de las válvulas se puede observar (caído puertas); f) equipo radiográfico es fácilmente maniobrable en la refinería o planta química; g) la radiografía de isótopos no es una fuente de ignición en la presencia de hidrocarburos; h) picaduras y otro corrosión uniforme pueden ser identificados; i) proporciona una vista de un área grande. Los rayos gamma que viajan a través de la pared de la tubería entre el exterior y radios interiores de la tubería deben penetrar metal que es aproximadamente cuatro veces el espesor de pared de la tubería. La mayor parte de los rayos son absorbidos por el metal, dejando un área no expuesta en la película. Esta zona, que es más claro en la película oscura representa un agrandado proyectada ligeramente imagen de la pared de la tubería. La imagen se puede medir, y un cálculo de corrección se puede establecer el espesor de la pared de la tubería. Cualquier depósito o escala en el interior del tubo por lo general aparecen en la película revelada tan claramente separada de la pared de la tubería. Las picaduras también pueden ser visible en la película. Radiografía computarizada puede ser utilizada en lugar de la radiografía de película, reduciendo los tiempos de exposición y producir una digital es esta imagen se archiva con facilidad y transmitida electrónicamente. Debido a que la radiografía de isótopos da al inspector una "mirada interior" en la tubería, el algo más alto costo de esta inspección puede ser más que compensado por los datos obtenidos.
10.2.2.2 La radiación ionizante es el principio de base en la radiografía industrial y las fuentes de radiación más comunes son iridio y cobalto. Hay problemas de seguridad importantes que rodean el uso de radiación ionizante de tal manera que el personal la realización de RT se requiere para ser entrenados y certificados como se identifica en API 570 y ASME BPVC Sección V, más cualquier requisito jurisdiccional es. Procedimientos correctos deben establecerse e implementarse para garantizar la seguridad de los examinadores y el resto del personal de la planta.
10.2.2.3
RT precisión de la medición de espesor depende en cierta medida de las habilidades del técnico radiográfico la exposición de las películas y la persona revisarlos. Cuando se utiliza RT para este propósito, es aconsejable para desarrollar un escrito practicar la definición del método (s) de la colocación de la película, la exposición y la lectura o interpretación. Tomas de prueba radiográfica se debe tomar de tubería que puedan ser examinadas con mediciones de espesor UT para determinar los límites de exactitud de la RT, una vez que se ha desarrollado. Además, una pieza de ensayo de espesor conocido puede ser colocado en elmismo plano que la radiografía, lo que ayudará a definir los factores de expansión radiográficos. Espesor pinza múltiple lecturas de la vacuna mejorará la precisión.
10.2.2.4 Cuando se está realizando la inspección radiográfica, sistemas de control de procesos unitarios, que utilizan isótopos en indicadores de nivel de líquido y los controles, de vez en
cuando dan indicaciones erróneas sobre los paneles de control. Los detectores de llamas utilizados para indicar un horno o caldera fuego también puede verse afectada. Operadores unitarios deben ser advertidos de esta posibilidad.
10.2.2.5
Perfil RT es particularmente útil para la identificación de la corrosión interna y externa de las pequeñas conexiones, tales como líneas de purga y medir las conexiones, que son especialmente susceptibles a la corrosión externa de CUI ya que es difícil para obtener un buen sello en el aislamiento.
10.2.2.6 Las radiografías de las tuberías se muestran en la Figura 24, Figura 25 y la F igura 26. 10.2.3 Espesor Medidas Caliper Cuando se abre la tubería, el espesor de la tubería y los accesorios se puede medir detrás de la brida mediante transferencia oindicando calibradores. El espesor de las tuberías inaccesibles que no se puede medir por radiografía o por ultrasonidos instrumentos durante el funcionamiento se pueden medir con estos instrumentos durante el apagado. Si es necesario, el espesor de cuerpos y bonetes de válvulas y accesorios de tubería se pueden medir utilizando transferencia o indicando pinzas que tienen especiales piernas diseñados para llegar a zonas de difícil acceso.
Figura 24 Radiografía de un reformador catalítico Línea
Figura 25-Radiografía de corroída Pipe quién Interna superficie está recubierta con Hierro Sulfuro Escala
Figura 26-Sketch y Radiografía de la corrosión Dead-end
10.3 Inspección visual interna 10.3.1 corrosión, erosión y ensuciamiento 10.3.1.1
Las tuberías se puede abrir en varios lugares por la eliminación de una válvula o accesorio o por salte la tubería aparte en bridas para permitir la inspección visual. Las superficies internas de las tuberías deben ser inspeccionados visualmente sobre el mayor posible área. Una luz de linterna o extensión suele ser suficiente para esta tarea, pero una sonda como un boroscopio o un espejo y luz permitirá una vista más detallada. Otros métodos de inspección incluyen óptica / láser y pinzas mecánicas.
10.3.1.2
corrosión o erosión condiciones Donde no uniformes se observan en las zonas que son accesibles para visual examen, puede ser aconsejable realizar una RT o para medir espesores con instrumentos ultrasónicos para extender cobertura a partes de la tubería que son inaccesibles para el examen visual. Esto se aplica en particular a las tuberías que podrían no ser o no fue inspeccionado durante el funcionamiento. Corrosión o erosión no uniforme también se puede establecer claramente más estrecho examen por la dirección de la luz del sol a lo largo de la superficie de la tubería con un espejo o por el resplandor de una luz paralela a la superficie. La cantidad de ensuciamiento debe observarse para determinar si es necesario limpiar. Las incrustaciones se deben investigar para determinar si consiste en depósitos de la corriente de producto o una acumulación de productos de corrosión. Toma las muestras para el análisis químico pueden ser necesarios.
10.3.2 Grietas 10.3.2.1
Los lugares más susceptibles al agrietamiento son las soldaduras, incluyendo soldaduras de filete en otro que las soldaduras de presión, las zonas afectadas por el calor soldaduras contiguas, y puntos de restricción o esfuerzo excesivo. Lugares expuestos a SCC, ataque de hidrógeno, y la fragilidad cáustica o amina también requieren atención, al igual que las roscas expuestas de uniones roscadas.
10.3.2.2
La superficie inspeccionada debe ser limpia si las grietas son para ser detectado. La limpieza puede llevarse a cabo por hilocepillado, arenado, o eliminar químicamente recubrimientos, depósitos y productos de corrosión. Después de una limpieza a fondo, el área debe ser inspeccionada visualmente para cualquier indicación de grietas. (Spot comprobación por partículas magnéticas, líquidos penetrantes, opruebas de ultrasonido se debe considerar incluso si la inspección visual no reveló grietas.) una iluminación adecuada y una buena lupa ayudará en la localización de este tipo de indicaciones. La inspección visual no puede diferenciar entre una superficiecero y una grieta. Cualquier rasguño aparente se debe investigar más por otros métodos. MT se puede utilizar enmateriales magnéticos. PT y UT se pueden utilizar en ambos materiales no magnéticos y magnéticos. Sólo con líquidos penetrantes baja o cloruros deben usarse para materiales austeníticos. Otros métodos tales como ultrasonidos, cizallamiento o de la onda de superficie, corrientes de Foucault, ACFM o muestra retirada para la inspección microscópica puede ser utilizado. La profundidad de una grieta puede ser determinado por ECM o astillado o moler hasta que se alcance el metal de sonido. El inspector debe determinar si el área puede ser reparado adecuadamente antes de comenzar a moler, sin embargo.
10.3.3 Junta Caras de Bridas La junta de estar rostros de uniones embridadas que se han abierto se debe inspeccionar visualmente para la corrosión y defectos tales como rasguños, cortes y arañazos que podrían causar fugas. Las caras de la junta deben ser revisadas para deformación mediante la colocación de un borde recto a través del diámetro de la cara de la brida y girando alrededor de un eje a travésla línea central de la brida. Grooves y anillos de juntas de los anillos deben ser revisados para detectar defectos, incluyendo grietas en la parte inferior de las ranuras o en las superficies de sellado.
10.3.4 Válvulas. 10.3.4.1
Normalmente, las válvulas utilizadas en los sistemas de tuberías de proceso tienen espesores del cuerpo un poco más pesados que el contiguo tuberías. Por esta razón, un programa de la tubería a la corrosión vigilancia adecuada no necesita incluir una monitorización rutinaria de la válvula espesores del cuerpo. Sin embargo, en los circuitos de tuberías donde el monitoreo velocidad de corrosión de las tuberías indica la corrosión severa oerosión, debe considerarse la posibilidad de medir rutinariamente espesores de cuerpos de válvulas seleccionadas en el circuito.
10.3.4.2
En los servicios severos, tales como el ácido fluorhídrico, purines, servicios de catalizador fluidizado, válvulas pueden necesitar serdesmantelado e inspeccionados a intervalos especificados para asegurar las piezas internas son de integridad suficiente para proporcionar fiable yoperación segura.
10.3.4.3
Cuando las válvulas se retiran de servicio para la revisión o reformados para su reutilización, que deben ser inspeccionados y probado para los requisitos de API 598. Cuando se desmonta una válvula para la inspección, la junta de la tapa debe ser reemplazada. Todas las piezas de la válvula que no cumplen con los requisitos mínimos de la norma aplicable válvula deben ser reparado o sustituido. Las válvulas utilizadas deben entonces ser restaurados para un funcionamiento seguro.
10.3.4.4
Cuando se miden espesores del cuerpo, las medidas deben incluir lugares que eran inaccesibles antes del desmontaje, particularmente en áreas que muestren indicios de corrosión o erosión. Cuerpos de válvulas que operan en servicio de temperatura cíclica severa debe ser revisado internamente en busca de grietas.
10.3.4.4.1
válvulas de compuerta se deben medir el grosor entre los asientos, ya que la turbulencia puede causar graves deterioro. Este es un lugar particularmente débil a causa de la acción de cuña del disco, o cuña, cuando la válvula está cerrado. Las superficies de los asientos deben ser inspeccionados visualmente para detectar defectos que podrían causar fugas. Las guías de cuña deben ser inspeccionados en busca de corrosión y erosión, tanto en la cuña y en el cuerpo.
10.3.4.4.2
El tallo y las roscas en el tallo y en el capó deben ser examinados por la corrosión. la conexión entre el vástago y la cuña debe ser inspeccionada para asegurar que la cuña no se separará de la madre durante el funcionamiento.
10.3.4.5
válvulas Swing-verificación pueden ser inspeccionados por la eliminación de la cubierta o tapa. Las válvulas de retención a menudo revolotean, haciendo que el eje y bisagras de los principales puntos de deterioro. El disco debe ser revisado para la rotación libre, y la tuerca que sostiene ya sea en el brazo debe ser revisado para la seguridad y la presencia de un pasador de bloqueo, arandela de seguridad, o soldadura por puntos. el brazo debe estar libre para girar, y el pasador de anclaje o eje deben ser inspeccionados en busca de desgaste. Las superficies de asiento tanto en eldisco y el cuerpo de la válvula se puede comprobar su deterioro por el sentimiento con los dedos. Es extremadamente importante de que la tapa está instalada en la orientación correcta para la cuña para operar correctamente. Consulte la API 570 para requisitos de inspección de válvulas de retención críticos.
10.3.4.6 válvulas de cuarto de vuelta pueden ser inspeccionadas para facilitar la operación y la capacidad de abrir y cerrar completamente por operadores. Cuando se realiza el mantenimiento, todas las superficies de asiento también deben ser examinados.
10.3.4.7
Cuando las válvulas son reportadas por los operadores a tener problemas "operatividad", como se escapa por la puerta cuando completamente cerrada, una revisión de la posibilidad de que la fuga de causar o acelerar el deterioro aguas abajo de la válvula debe llevarse a cabo para ayudar a establecer la prioridad para el reemplazo de la válvula y la necesidad de una mayor inspección de tubería aguas abajo.
10.3.5 articulaciones Métodos de control de determinados tipos de articulaciones se discuten en 10.3.5.1 a través de 10.3.5.4. 10.3.5.1 Articulaciones con bridas atornilladas
10.3.5.1.1
Los sitios deben contar con un programa para asegurar que las bridas están hechas correctamente. Adecuada composición de cada brida en un sistema de tuberías es importante para la fiabilidad. Proper maquillaje incluye el uso de la junta adecuada y material de cierre, tipo y tamaño, la colocación apropiada de la junta y apriete adecuado de los elementos de fijación. El
aseguramiento programa debe incluir procedimientos para la junta y la selección del sujetador y de torsión sujetador. El programa puede incorporar diversos grados de muestreo, inspección visual, pruebas de campo, y pruebas destructivas decomponentes. La selección de juntas por lo general puede ser confirmado por examen visual del color y las marcas de la junta. Empaquetaduras en espiral deben estar marcados y codificados por color de acuerdo con ASME B16.20. Los sujetadores pueden ser visualmente examinado por estampaciones o marcas apropiadas y PMI probados de acuerdo con API 578. La posición correcta junta y torque depende de las acciones de los trabajadores que integran las bridas. Posicionamiento de juntas se puede comprobar visualmente. Torsión adecuada es difícil de comprobar, pero la deformación brida puede ser un signo de sujetadores incorrectamente apretados.
10.3.5.1.2
La unión por bridas deben ser inspeccionados visualmente para detectar grietas y pérdida de metal por corrosión y erosión cuando se abren. Ver 10.3.2 para los métodos de control para las grietas. La inspección de las caras de asiento está cubierta de 10.3.3. Juntas de bridas pueden ser inspeccionados durante el servicio mediante la aplicación de un solo elemento o eliminarán la TU matriz a la externa superficies para medir la superficie de la brida a la corrosión y para detectar ranura del anillo de agrietamiento.
10.3.5.1.3
pernos de las bridas deben ser inspeccionados para el estiramiento y la corrosión. En caso de indicación de carga excesiva perno o cuando se deforman las bridas, una tuerca se puede girar a lo largo de toda la longitud de la viga. Si se estira el espárrago, la paso de rosca se cambiará y la tuerca no gira libremente. Inspección implica comprobar para determinar si los pernos dela especificación adecuada se han utilizado, y que puede implicar el análisis químico o exámenes físicos para determinar el rendimiento punto y la resistencia a la rotura del material.
10.3.5.1.4
Si bridas se atornillan con demasiada fuerza, se puede doblar hasta que los bordes exteriores de las bridas están en contacto. Cuándo esto ocurre, la presión sobre la junta puede ser insuficiente para asegurar una junta estanca. La inspección visual de la junta será revelar esta condición. Bridas permanentemente deformados-deben ser reemplazados o rectificarse.
10.3.5.2 uniones soldadas 10.3.5.2.1
En algunos servicios, soldaduras preferentemente puede corroer. El programa de inspección debe buscar en una muestra de soldaduras si se sospecha de la corrosión en las soldaduras.
10.3.5.2.2
Las juntas soldadas pueden estar sujetos a fugas causadas ya sea por grietas o por la corrosión o erosión. Grietas en alloysteel soldaduras se asocian a menudo con excesiva dureza resultante de un control inadecuado de precalentamiento o PWHT. Por lo tanto, la dureza de las soldaduras de acero aleado al aire endurecible debe comprobarse después del tratamiento térmico. Soldaduras de acero al carbono en servicio agrietamiento ambiental debe ser revisado para la dureza.
10.3.5.2.3
La corrosión puede ocurrir en forma de picaduras que ha penetrado en la soldadura o el calor adyacentes afectadas metal. Ambos defectos picaduras de soldadura y pueden ser detectados por radiografía. Si se sospecha de defectos graves y La radiografía no es factible, el área afectada puede ser convertida en astillas o arrancado hasta el metal de sonido que se alcance, y la ranura se puede rewelded.
10.3.5.2.4
Las juntas soldadas en acero al carbono y acero al carbono-molibdeno expuestos a temperaturas elevadas de 800 ° F(426 ° C) o mayor pueden ser objeto de grafitización. Cuando se sospecha de grafitización, una muestra debe tomarse deuna unión soldada y examinó metalúrgico para pruebas de grafitización excesivo.
10.3.5.3 uniones roscadas Uniones roscadas pueden tener fugas debido a un montaje incorrecto, hilos sueltos, la corrosión, la mala fabricación, las roscas,a través de grietas en la raíz de un hilo, o hilos que están sucias en el momento del montaje. La falta de lubricante de rosca o el uso del lubricante equivocado también puede causar fugas. Si la fuga no puede detenerse apretando la junta, la junta se deben ser roscar y examinado visualmente para determinar la causa de la fuga.
Precaución: Una fuga de la unión roscada no debe apretarse mientras el sistema está en servicio bajo presióna menos que exista certeza razonable de que la fuga no es causada por una grieta en las roscas. Una desapercibida grieta en un fondo de hilo podría abrir de forma significativa y causar una liberación de producto con consecuencias graves.
10.3.5.4 Articulaciones Sujetados Una articulación sujeta que depende de las superficies mecanizadas para la tirantez puede escaparse debido a la suciedad, corrosión del apareamientocaras, daños mecánicos, o por falta de la pinza para proporcionar una fuerza suficiente sobre las superficies de contacto para un contacto adecuado. El sujetado conjunto que depende de una junta de estanqueidad puede escaparse debido a superficies de asiento junta dañadas o sucias, o fracaso de la abrazadera para proporcionar suficiente presión sobre la junta. Si al apretar la abrazadera no se detiene la fuga, la conjunta debe ser desmantelado y una inspección visual para determinar la causa de la fuga.
PRECAUCIÓN Algunos tipos de articulaciones sujetadas no deben utilizarse sin restricción axial adecuada en la tubería, y el espesor de pared de la tubería suficiente en los extremos de la abrazadera para resistir el colapso por las fuerzas de sujeción. Otros tipos de abrazaderas están diseñados para proporcionar una resistencia adecuada a la articulación.
10.3.6 La desalineación A menudo, la desalineación no es evidente hasta que la tubería se ha enfriado y se ha movido a su posición de frío. el inspector Debe tener en cuenta, como en 10.1.3, indicaciones de desalineación mientras que la tubería está fría. Note especialmente la caliente y fría posición de perchas para determinar si las perchas están ajustando adecuadamente a los cambios en las posiciones de tuberías de caliente a frío. Esto es especialmente crítico para líneas de gran diámetro, tales como líneas de transferencia de catalizador en unidades de FCC.
Si se observó falta de alineación de la tubería durante la operación, la causa debe ser determinada y corregida. La desalineación es por lo general causada por las siguientes condiciones: a) suministro inadecuado de expansión; b) anclas o guías rotos o defectuosos; c) la fricción excesiva en sillas de montar de deslizamiento, lo que indica una falta de lubricación o una necesidad de rodillos; d) rodillos o rodillos rotos que no pueden activar debido a la corrosión o la falta de lubricación; e) roto o mal perchas ajustados; f) perchas que son demasiado cortos y por lo tanto limitar el movimiento o causa de elevación de la tubería; g) la temperatura de funcionamiento excesivo; h) no retirar los bloques de primavera después de la construcción del sistema.
10.3.7 vibración Cuando se observó una vibración excesiva o balanceo durante el funcionamiento, se debe hacer una inspección de los puntos de la abrasión y el desgaste externo y grietas en las soldaduras en lugares que no podrían ser inspeccionadas durante el funcionamiento. Los métodos de inspección visual descritos en 10.1.5 deben ser seguidas. Esta inspección debe complementarse con ECMmétodos según corresponda. Las condiciones que causan vibraciones excesivas o balanceo deben corregirse.
10.3.8 Puntos calientes El aislamiento interno de las tuberías deben ser inspeccionados visualmente para derivación o fracaso total en la ubicación de los puntos calientesen la tubería con aislamiento interno observado durante el funcionamiento (véase 10.1.8.1). La causa del punto caliente debe corregirse. La pared de la tubería cerca del punto caliente se debe inspeccionar visualmente para la oxidación y la escala resultante. Toda la escala debe ser retira, y el metal de sonido restante debe ser examinado en busca de grietas incipientes. El metal sonido debe sermedido para asegurar que se mantiene un espesor suficiente para el servicio. El diámetro exterior de la tubería en servicio- de alta temperaturas de metal de aproximadamente 800 ° F (427 ° C) y por encima de la deberían medirse para comprobar la fluencia o deformacióncon el tiempo bajo estrés. Para asegurarse de que no ocurrirá una fractura en el servicio, la cantidad de deformación permitida debe ser basado en los datos establecidos para la vida de servicio contemplado.
10.3.9 Juntas de Expansión
10.3.9.1
Inspección de juntas de dilatación implica exámenes tanto en paradas de mantenimiento y durante la operación previa para apagar y poco después de la puesta en marcha. Mientras que en la operación, los ajustes de "calientes" y la posición de los soportes de tuberías conectadas /guía y la junta de expansión debe ser registrada. La comparación de las mediciones obtenidas antes de la parada de la unidad y después la puesta en marcha permite que los cambios sean identificados y estudiados posteriormente. Además, la tubería conjunta y adjunta debe estar examinada visualmente para alineación, distorsión, grietas y fugas. Una verificación debe hacerse antes de la puesta en marcha para asegurarse de que todo paradas y otros dispositivos que restringen se retiran y todos los componentes están posicionados en el entorno frío. Temporal soportes pueden dejar en su lugar, siempre y cuando no interfieran con la expansión de tuberías en el entorno caliente.
10.3.9.2
La termografía infrarroja examen del conjunto de los servicios de alta temperatura puede identificar los puntos calientes y mayor temperatura para determinar tanto la articulación está operando dentro de su temperatura de diseño y cualquier manta de fibra interna y revestimiento asociada con la articulación está funcionando como se diseñó.
10.3.9.3 Durante paradas de mantenimiento, puede llevar a cabo las actividades de inspección adicionales. La posición "frío" y ajustes deben ser registrados y comparados con "frío" anterior y mediciones "calientes". Los cambios deben revisarse contra el diseño. La junta de dilatación se debe examinar visualmente el exterior, y si es posible, a nivel interno. Cualquier externa revestimientos deben ser removidos para facilitar la inspección. El tejido de las articulaciones de la tela debe ser examinada para rasgones, agujeros, y flexibilidad. Anillos de fijación de metal y compuertas deben ser examinados por la distorsión y la corrosión. Fuelles metálicos pueden ser examinados con tinte penetrante examen, ET y UT de agrietamiento. Las grietas pueden ocurrir en circunvoluciones, en tuberías soldaduras en ángulo de fijación, y en ningunas soldaduras de unión forro interno. Adelgazamiento y picaduras puede ocurrir en algunos servicios y deben ser examinadas durante las inspecciones internas.
10.4 No Metálico Tubería Sistemas de tuberías no metálicas se utilizan a menudo para fluidos que no son tóxicos, inflamables y ambientalmente benigno. Sin embargo, en algunas circunstancias, incluso estos sistemas de tuberías son críticos considerando económica u operacional consecuencias. Los intervalos de inspección son probablemente mejor evaluados utilizando un enfoque basado en el riesgo. Factores que influyen la fecha inicial de la inspección son la cantidad y la calidad de la supervisión y la inspección realizada durante la construcción. El inspector debe tener un conocimiento adecuado de los materiales FRP, resinas, refuerzos, imperfecciones y laminados técnicas de fabricación. En general, la experiencia demuestra una inspección inicial dentro de los dos primeros años de funcionamiento y los intervalos posteriores siendo ampliado o reducido basado en las conclusiones iniciales. Un sitio experimentar un número significativo de errores en los principios años de funcionamiento puede ser necesario aumentar las actividades de inspección y acortar los intervalos.
10.4.1 Construcción Inicial
El examen visual y pruebas de presión son los métodos de inspección y ensayo primarios utilizados durante originales construcción. ASTM D5263 proporciona una guía para el examen visual de los componentes de FRP, pero se centra en fabricación, montaje. Algunas de las especificaciones más estrictas requieren RT y / o inspección de bonos de herramientas juntas no metálicos unidos. Estos son los exámenes más avanzados para suplantar el método de "tapping moneda" para la localización áreas des laminadas o desunió o desprendió cerca de la superficie de la tubería no metálica. La prueba de presión de hasta 1,5 veces la presión de diseño revelará fugas de los principales defectos tales como daño severo impacto. Las pruebas de presión, sin embargo, no son una garantía de integridad estructural. Articulaciones con hasta 85% desunir tienen los informes, pruebas de presión pasaron. El uso del monitoreo de emisión acústica durante la prueba de presión puede identificar la falla del material que ocurra antes de fugas, de ese modo, aumentar la sensibilidad de la prueba de presión. Esto se puede utilizar en tiempo real aprevenir la prueba de presión de causar un daño irreversible a la tubería que de otro modo podría ocurrir sin monitorear y dar lugar a un futuro fracaso en el servicio.
10.4.2 funcionamiento en las técnicas de exploración y pruebas Muchas de las técnicas tradicionales de ECM y las pruebas se utilizan para evaluar la tubería no metálica. Estas técnicas incluyen: a) UT, b) RT, c) AE, d) el ensayo de dureza, e) imágenes termográficas, f) MW.
10,5 pruebas de presión 10.5.1 propósito de las pruebas 10.5.1.1
Una prueba de presión llevado a cabo en tuberías en servicio puede funcionar como una prueba de fugas o si la presión es lo suficientemente alta, puede revelar errores graves en el diseño o fabricación. Las pruebas de presión de la tubería existente se deben realizar de acuerdo con los requisitos de API 570. Los sistemas de tuberías que pueden ser sometidos a pruebas de presión son los siguientes: a) líneas de metro y otras tuberías inaccesibles; b) el agua y otras líneas de servicios públicos no peligrosas;
c) líneas de transferencia de petróleo a largo en áreas donde una fuga o derrame no sería peligroso para el personal o perjudicial para el medio ambiente; d) Los sistemas múltiples complicados; e) los pequeños sistemas de tuberías y tubos; f) todos los sistemas, después de una operación de limpieza química; g) cuando sea requerido por la jurisdicción.
10.5.1.2
Las razones y los procedimientos para la prueba de presión de tuberías son generalmente los mismos que los de equipo. Cuando los vasos de las unidades de proceso se ponen a prueba de presión, las líneas principales conectadas a los vasos a menudo se prueban en el mismo tiempo. Para la prueba de servicio de sistemas de tuberías de la categoría D, ASME B31.3 limita la presión manométrica de 150 psi
Tabla 5 Comparación de Técnicas Común no metálicos Tuberías de END Técnica
Ventajas
ultrasónico
Puede identificar daños de erosión y en cierto grado falta de adhesivo en las articulaciones.
radiografía
Puede identificar fallas internas de carácter volumétrico y espesor de pared variaciones. Puede ser utilizado para verificar las brechas conjuntas, compensaciones, etc.
Emisión acústica
Una amplia gama de defectos puede
Limitaciones UT de espesor de pared requiere técnicas y procedimientos especiales para dar cabida a las características únicas de la no metálica materiales de construcción. Selección de la sonda, por lo general en la gama de baja frecuencia de 0,25 MHz a 2,25 MHz, es crítico para las características de atenuación de ultrasonidos variar con la construcción y proceso de fabricación. Esta técnica no puede detectar bonos "kissing" en soldaduras térmicas. Diseño y la disponibilidad de muestras de calibración adecuados es esencial a examen exitoso. Pueden necesitar técnicas de exposición específicos que se definirán en procedimientos para obtener la mejor resolución que el menor atómica elementos de peso utilizados en la construcción no metálicos en general requieren menor energía de exposición y los tiempos. La desunión y la falta de defectos de adhesión puede no ser fácilmente identificable con esta técnica. El examen de la tubería no metálica tiene la mayoría de la típica limitaciones tales como la seguridad personal, la absorción de líquidos y falla orientación. Algunas de las advertencias básicas
Dureza
ser detectada.AE se ha utilizado en los recipientes y tanques construidos de FRP durante muchos años y estos procedimientos sonenglobado en ASME BPVC Sección V, Artículo 11. Defectos típicos identificados incluyen, inadecuada estructural integridad, debido a deficiencias en el diseño, producción o la degradación del material, el crecimiento de exfoliaciones, el crack el crecimiento, la fractura de la fibra y sacar, curado inadecuada y la fuga física. Capacidad para caracterizar el craqueo de fibras y des laminación de la matriz en tiempo real. Hay un amplio reporte exitoso de la utilización de AE en relación con materiales no metálicos. Propiedad del material utilizado para identificar un curado adecuado y degradación a largo plazo de la resina. La referencia de dureza más común es ASTM D2583. Método de prueba de dureza Barcol utiliza para determinar la dureza de tanto reforzado y no reforzado rígido plásticos.
Termografía
Se ha utilizado para detectar espesor bruto pared cambios debido a la erosión y la importante falta de adhesivo en uniones adhesivas.
Microondas
Gigahertz o microondas terahercios utilizan para detectar no fusión laminar, bonos y el impacto "del beso" daños. Ha detectado la entrada de líquidos en el sustrato en materiales tejidos. Técnica tiene la capacidad de detectar la falta de adherencia a una interfaz no metálico / metálicos.
relacionadas con la AE siguen aplicando (por ejemplo, la falla debe ser activo en la emisión de energía).Definición clara de la falla sólo es posible con otrotécnicas NDE complementarias.
Limitado por el área disponible (por ejemplo, tubo de orificio de diámetro pequeño). La inhibición de la cera puede producir valores de dureza más bajos. Sensible a la superficie o cerca de defectos superficiales. No revelar el daño a través de la pared de la tubería de pared gruesa. Los límites de detección son relativamente altos con alrededor de un 0,25-in. del espesor de pared y desunió o desprendió zonas de medición 3 pulg. × 3 en.La detección es una función de las diferencias térmicas. Si el proceso decorriente es significativamente diferente de la temperatura de la que rodea la temperatura ambiente y luego buenos perfiles podría ser obtenido. Enfoques alternativos son para introducir calor en el área de examen y vigilar la velocidad de disminución en relación a la "buena" muestras. Incapaz de inspeccionar a través de cualquier revestimiento metálico vs recubrimiento.
10.5.2 Realización de pruebas de presión 10.5.2.1
API 570, Sección 5.7, contiene las directrices para la preparación de tuberías para las pruebas de presión.
10.5.2.2
Durante la prueba de presión del líquido, todos los aires deben ser expulsados de la tubería a través de los respiraderos provistos en máximo histórico puntos. Si el sistema no está llena de líquido, el aire atrapado se comprimirá. Con grandes cantidades de un medio compresibleen el sistema, un fallo será más violento que en un sistema lleno de líquido debido a la expansión de la compresiblemedio.
10.5.2.3 Se debe tener cuidado para asegurar la prueba no sobrepresión del sistema, incluidos los componentes de ejemplo juntas de dilatación, que pueden tener una presión de diseño más baja que el resto del sistema de tuberías. presiones de calibración medidores correctamente ubicados y de la gama adecuada se deben utilizar y cuidadosamente vigilados durante presionar. cuando todo el aire es expulsado del sistema, la presión aumentará rápidamente. Un aumento repentino de la presión puede causar una descarga, lo que resulta en falla del equipo de prueba.
10.5.2.4
La presión para una prueba de presión del líquido normalmente es suministrada por una bomba disponible. Si una bomba de carga suficiente no está disponible, la presión de prueba necesaria puede ser suministrada por gas inerte embotellada, tal como nitrógeno, sangró en la parte superior del sistema después de que el sistema se llena con el líquido de prueba. Este método tiene la desventaja de introducir un medio compresible en el sistema, pero la cantidad se pueden mantener pequeñas. En cualquier caso, si puede producirse sobrepresión, un dispositivo de alivio debe ser instalado para proteger el sistema.
10.5.2.5
diversos fluidos se pueden utilizar para la prueba de presión. Los siguientes son los más utilizados: a) agua con o sin un inhibidor, la congelación-depresor del punto, o un agente humectante; b) los productos líquidos efectúan normalmente en el sistema, si no son tóxicos o que puedan causar un incendio en caso de una fuga ofracaso; c) vapor; d) de aire, dióxido de carbono, nitrógeno, helio, u otro gas inerte. NOTA: ASME B31.3 tiene restricciones en el uso de los medios de prueba enumerados en el punto c) y artículo d). Si se produce una fuga o falla, el líquido puede ser liberado en el área de la tubería se está probando. Por esta razón, el fluido debeno ser perjudicial al equipo adyacente o al sistema de alcantarillado de la planta y las precauciones de seguridad apropiadas se toman para evitar la exposición del personal.
10.5.2.6
El agua no puede ser adecuado como un fluido de prueba en algunos sistemas de tuberías, tales como líneas de ácido, sistemas criogénicos, y sistemas de aire más seco. Agua salada tabués puede provocar la corrosión de algunas aleaciones no ferrosas y SCC de austenítico aceros inoxidables. El agua salada también puede causar la corrosión de los aceros ferríticos y picaduras graves de los aceros austeníticos, como internos de la válvula o de chapado. La mayoría de las aguas naturales contienen bacterias que pueden conducir a la corrosión inducida microbiológicamente si el agua se deja en la tubería durante demasiado tiempo después de una prueba de presión. Los aceros inoxidables austeníticos no han logrado después de cuatro y cincuenta y ocho semanas de este tipo de exposición. El agua puede congelarse en tiempo frío menos que se utilice un depresor del punto de congelación. El depresor no debe ser perjudicial al sistema de alcantarillado o en otro lugar de su eliminación. El vapor se utiliza a veces para calentar el agua y evitar el congelamiento. La temperatura de transición del acero se debe considerar para prevenir falla frágil cuando la prueba es en frío tiempo o con fluidos fríos. Una prueba de vapor puede ser ventajoso cuando se utiliza vapor para calentar o purgar el equipo antes de la operación. Lala presión del vapor no debe exceder la presión de funcionamiento. Una ventaja de vapor es que se calienta la tubería, por lo tanto, apareciendo flujo de soldaduras en tuberías que podrían haber aprobado una prueba de agua; Sin embargo, la prueba de vapor tiene varias desventajas. La condensación se produce, y el drenaje de condensado puede ser necesario antes de las operaciones son comenzado. Cuando se utiliza vapor de alta presión, las fugas son difíciles de detectar y pueden quemar el personal que se encuentran en el área del equipo. El vapor también tiene la desventaja de los medios de comunicación compresible se ha mencionado anteriormente. ASME B31.3 permite para una prueba de fugas con el medio que fluye en condiciones de funcionamiento de los servicios de fluidos de la categoría D; es decir, el fluido debe ser no inflamable, no tóxico, y (186 ° C) o menos 366 ° F. NOTA: Si el vapor se utiliza como medio de prueba para tuberías, exceptuados tuberías Categoría D, las reglas para el control neumático declararon enASME B31.3 se debe seguir.
10.5.2.7 pruebas de neumáticos en conjunto con una solución de jabón, agente espumante, o detector de fugas sonic son a veces permisible para pequeñas líneas y sistemas. El medio preferido para el control neumático es un gas inerte. El aire comprimidono debe ser usado donde los fluidos inflamables pueden estar presentes. Las fugas que no se detectan durante una presión de líquido prueba a menudo puede ser detectado por la prueba neumática. Debido a que el nitrógeno y el helio son más penetrantes que el aire, que sonse utiliza cuando las condiciones de servicio son particularmente críticos. Llenar c ualquier sistema de tuberías con un gas inerte crea un peligro de asfixia en cada etapa del proceso. Se deben tomar precauciones para asegurarse de que no haya ninguna persona inadvertidamente expuesta a una atmósfera pobre en oxígeno. Prueba neumático debe llevarse a cabo estrictamente de acuerdo con ASME B31.3. Todas las precauciones especificadas en ASMEB31.3 debe ser estrictamente observado, incluyendo la eliminación de las condiciones en las que podría producirse la rotura frágil.
10.6 HammerTesting
La prueba de martillo de tuberías, válvulas y accesorios es un método de prueba en gran medida obsoleta en la que el componente se golpea conun martillo con el fin de hacer sonar. El tipo de anillo puede ser utilizado por un inspector con experiencia en las pruebas de martillo para diferenciar metálica delgada de un metal más grueso. Mientras que algunos inspectores pueden ganar un poco de conocimiento sobre la condición de una tubería utilizando esta técnica, las dificultades de la calibración y estandarización de un martillo para ensayos ponen esta técnica fuera del alcance de las prácticas recomendadas modernas. Los sitios individuales pueden optar por permitir que las pruebas de martillo de ciertas líneas después la evaluación de los riesgos involucrados y evaluar si los golpes de martillo dañarán la tubería.
10.7 testigo perforación del agujero Testigo de la perforación (también conocido como agujeros centinela o agujeros delforez) es la aplicación de los agujeros piloto pequeños, por ejemplo, 1/8 in.(3,2 mm) de diámetro, perforado en la pared componente de la tubería usando patrones y profundidades especificadas y controladas. El propósito de los agujeros reveladores es evitar incidentes mayores asociados con el daño adelgazamiento sin detectar debido a la interna corrosión, erosión y erosión-corrosión, alertando a personal de la unidad a través de una fuga a través del agujero delator. Luz testigo agujeros pueden ser menos eficaces en donde aislado se está produciendo picaduras. Delator agujeros se utilizan junto con los típicos, programas detallados de inspección de tuberías, aunque proporcionan una medida adicional de protección para evitar significativas liberaciones. Hasta la aceptación general de las mediciones de espesores de pared UT, el uso de agujeros reveladores era práctica común determinar cuándo se había producido cierta cantidad de pérdida de pared de la tubería. Esta práctica fue abandonada por muchos usuarios a favor de Exámenes de espesor UT. Sin embargo, algunos lugares siguen el uso de agujeros reveladores para minimizar el riesgo, además de empleando prácticas reconocidas y generalmente aceptadas de inspección de tuberías, por ejemplo, UT manual, AUT, perfil RT, etc. Los agujeros piloto se perforan desde el OD a la parte más externa de la asignación periferia a la corrosión tal que cuando la tolerancia de corrosión interna se consume una "llorar" ocurre en el agujero delator. Conjuntos de perforación especiales y profundidad indicadores se utilizan para asegurar que el agujero es perforado hasta la profundidad adecuada. El patrón de agujeros y la densidad puede variar dependiendo del tipo de servicio, la probabilidad de fallo y la consecuencia de la falta. Se instalan con mayor frecuencia durante fabricación de tuberías. Instalaciones mayores pueden tener tuberías instaladas con agujeros reveladores. Se sugiere para documentar esos sistemas de tuberías que contiene agujeros reveladores como que su presencia puede alterar el plan de inspección y cualquier plan de sustitución para evitar una fuga desde el agujero delator.
10.8 Inspección de soldaduras de tuberías API 570 ofrece un análisis detallado de la inspección de soldaduras de tuberías en servicio. Además, API 577 proporciona detallesen la inspección de la soldadura. El inspector debe estar familiarizado con el material contenido en estos documentos.
10.9 Otros métodos de inspección
Métodos de END cualitativos han sido desarrollados para ayudar al inspector en la identificación de áreas de tuberías que son experimentar deterioro. Además, los nuevos métodos están en el proceso de desarrollo. Detectores de fugas de halógeno son disponible para detectar fugas en tuberías de aplicación especial, tales como sistemas de vacío. Varios métodos de detección de adelgazamiento tuberías, CUI, y otros tipos de deterioro están disponibles utilizando UT, fuga de flujo magnético, en tiempo real RT, neutrones radiografía, retrodispersión de neutrones, termografía, pulsadas ET, ACFM, microondas, etc. Cada método tiene sus ventajas y desventajas para cada aplicación. El inspector debe estar al tanto de estos métodos y su aplicabilidad a requiere especial de inspección. Inspección visual en CMLs normalmente no proporcionará una evaluación representativa de CUIcondiciones en otros lugares a lo l argo de la tubería.
10.10 Inspección de metro de tuberías La inspección de tuberías de proceso enterrado (no regulado por el Departamento de Transporte) es diferente de otro proceso tuberías de inspección debido a deterioro significativo externa puede ser causada por las condiciones del suelo corrosivos. Figura 27 ilustra la corrosión externa que ocurre a la tubería subterránea a pesar del uso de una envoltura de cinta. Referencias importantes parainspección de tubería subterránea incluye NACE RP 0169 y NACE RP 0274 y API 570.
10.10.1 Tipos y métodos de inspección y pruebas 10.10.1.1 grado encima de Vigilancia Visual Las indicaciones de fugas en tuberías enterradas pueden incluir: suelo húmedo o filtración real del producto transportado en ella tubería subterránea, un cambio en el contorno de la superficie de la tierra, la de coloración del suelo, de ablandamiento de pavimentación asfalto, la formación de la piscina, charcos de agua burbujeante, u olor perceptible. Inspección de la ruta de las tuberías enterradas es un o método para identificar las áreas problemáticas. Todas las líneas deben ser inspeccionados en y justo por debajo del punto en el que entran en la tierra, asfalto o concreto, ya la corrosión grave ocurre con frecuencia en estos lugares.
10.10.1.2 Encuesta Potencial Primer intervalo Primer intervalo de encuestas potenciales se utiliza para localizar las células de la corrosión, ánodos galvánicos, corrientes parásitas, los problemas de revestimiento, contactos subterráneos, áreas de bajos potenciales tubo-suelo y otros problemas relacionados con la protección catódica. Una encuesta potencial de cerca intervalo de-pipe-al suelo mide el potencial de la tubería para el suelo directamente sobre la tubería, enpredeterminado intervalos entre las mediciones, por lo general a 2,5 pies, 5 pies, 10 pies, o 20 pies (0,8 m, 1,5 m, 3 m, o 6 m). el contacto tubería se puede realizar en un archivo adjunto de tubería sobre el suelo. Un ejemplo de un tipo estándar potencial-pipe-al sueloencuesta sobre una línea desnuda se muestra en la Figura 28 y la Figura 29. Celdas de corrosión pueden formar tanto en la tubería desnuda y tubería revestida con días festivos en que los contactos de acero desnudo el suelo. Desde el potencial en el área de la
corrosión será sensiblemente diferente de un área adyacente en la tubería, la ubicación dela actividad de la corrosión puede ser determinada por esta técnica encuesta.
10.10.1.3 vacaciones Pipe Encuesta Recubrimiento 10.10.1.3.1
La encuesta de revestimientos de tuberías de vacaciones puede ser utilizado para localizar defectos en el revestimiento exterior en tuberías revestidas enterrados. Debe ser utilizado en sistemas de tubería de nueva construcción para asegurar que el recubrimiento está intacta y vacaciones gratis. más a menudo se utiliza para evaluar la capacidad de servicio de revestimiento para tuberías enterradas que ha estado en servicio durante un período prolongado.
Figura 27-subterráneo de tuberías corrosión Wrap Cinta Debajo Mal A plicado
Distancia por Inventory (ft)
NOTA: Esta estructura no se encuentra bajo la protección catódica.
Figura-28-Pipe y el suelo Encuesta Potencial uso interno para identificar puntos de corrosión activa en subterráneo de tuberías
Figura 29 Ejemplo de Gráfico Encuesta-Pipe-a suelo Potencial
10.10.1.3.2
A partir de datos de la encuesta, la efectividad revestimiento y la velocidad de deterioro de recubrimiento se puede determinar. Estela información se utiliza tanto para predecir la actividad de la corrosión en un área y la previsión de reemplazo específica del recubrimiento para el control de la corrosión.
10.10.1.3.3
La frecuencia de las encuestas de vacaciones de revestimiento de tubería generalmente se basa en indicios de que otras formas de control de la corrosión son ineficaces. Por ejemplo, en una tubería revestida donde hay pérdida gradual de la protección catódica potenciales, o cuando una fuga de la corrosión externa se produce en un defecto de revestimiento, unas encuestas de la tubería de revestimiento de fiesta se pueden usar para evaluar el revestimiento.
10.10.1.4 Pruebas de Resistividad del suelo Mediciones de resistividad del suelo 10.10.1.4.1 se pueden utilizar para la clasificación relativa de la corrosividad del suelo. La corrosión de tuberías desnudo o con poco revestido a menudo es causada por una mezcla de diferentes suelos en contacto con la superficie de la tubería. La corrosividad de los suelos puede ser determinado por una medición de la resistividad del suelo. Niveles más bajos de resistividad son relativamente más corrosivo que los niveles más altos, especialmente en áreas donde la tubería está expuesta a cambios significativos en resistividad del terreno.
10.10.1.4.2
Hay tres métodos bien conocidos de la determinación de la resistividad. Estos son el método Wenner de cuatro contactos, la barra del suelo (puente AC), y la caja del suelo. Los procedimientos para el uso de cada uno de estos tres métodos son simples en concepto. Cada uno mide una caída de tensión, causada por un flujo de corriente conocido, a través de un volumen medido de suelo. Este Factor de "resistencia" se utiliza en una fórmula para determinar la resistividad del suelo. Tanto el bar del suelo y la caja del suelo utilizan un factor de multiplicación para determinar la resistividad del terreno. Este factor debe ser impreso en el bar o en la caja.
10.10.1.4.3
Las mediciones de resistividad del suelo utilizando el método Wenner de cuatro pines deben estar de acuerdo con la norma ASTMG57. El método de cuatro pines utiliza la fórmula: resistividad (ohm-cm) = 191,5 × d × R. El número "191.5" es una constante que tiene en cuenta la ecuación matemática para la masa del suelo, y un factor de conversión para convertir pies a centímetros. "D" es la distancia en metros entre cada uno de los pasadores equidistantes (Con todos los pines en una línea recta). "R" es un factor de resistencia de la caída de tensión en los dos contactos internos, dividido porel flujo de corriente inducida en la tierra entre las dos patillas exteriores. La profundidad de que los pasadores se insertan en la tierra debe ser pequeña en comparación con el espaciado de perno (véase la Figura 30). Las siguientes condiciones deben ser consideradas en fourpin mediciones de resistividad del suelo: a) todas las estructuras subterráneas deben ser excluidos de la medición, b) todos los pines deben estar en una línea recta y equidistante, c) la profundidad de los pasadores insertados en el suelo debe ser inferior a 4% de la separación, d) el medidor de resistividad del suelo debe ser diseñado para excluir cualquier efecto de las corrientes AC o DC extraños.
10.10.1.4.4
En casos de tuberías paralelas o en áreas de intersección de las tuberías, el método de cuatro polos puede no será aplicable. Otros métodos incluyen el uso de una barra de suelo o una caja de suelo. A esquemático que ilustra el uso de una barra de suelo se muestra en la Figura 31. La barra de suelo se inserta típicamente a la profundidad en el suelo donde la resistividad se va a tomar. Un tipo de medidores de CA se utiliza para equilibrar y leer la resistividad indica. Sugerencias para el uso de la barra de suelo incluyen:
a) el uso de una barra de prod estándar para proporcionar el agujero inicial; b) evitar la adición de agua durante o después de abrir el orificio; c) la aplicación de presión en la barra del suelo después de la inserción en el agujero abierto
Figura 30-Wenner de cuatro pines resistividad del terreno de prueba
Figura Bar 31-suelo utilizado para mediciones de resistividad del suelo 10.10.1.4.5 Para medir la resistividad de las muestras de suelo de los agujeros de barrena o excavaciones, una caja del suelo sirve como medios convenientes para la obtención de resultados precisos. La caja de suelo se utiliza para determinar la resistividad de suelo de un cierto ubicación, mediante la eliminación de la suciedad de su ubicación, y colocándola en una caja de suelo. Si la resistividad de la muestra de suelo no es va a ser medido inmediatamente después de su retirada, el suelo debe ser almacenado en un contenedor que puede preservar sula humedad y evitar la contaminación. La figura 32 muestra dos tipos de cajas de suelo utilizados para resistividad medición. Puntos importantes a considerar cuando se utiliza una caja de suelo incluyen: a) evitar la contaminación durante la extracción de muestras de suelo, el manejo y el almacenamiento; b) evitar la adición o sustracción de agua; c) que tiene para compactar la muestra de suelo a la misma densidad en el cuadro de tierra a medida que era antes de la extracción desde el suelo.
Para la prueba de resistencia del suelo, la profundidad de la tubería debe ser considerado en la selección del método a utilizar y la ubicación de las muestras. Las pruebas y la evaluación de los resultados deben ser realizados por personal capacitado y con experiencia en las pruebas de resistividad del suelo.
Figura 32-Dos Tipos de cuadros de suelo utilizado para mediciones de resistividad del suelo
10.10.1.5 Monitoreo de protección catódica Tuberías enterradas con protección catódica, debe controlarse regularmente para asegurar niveles adecuados de protección. El monitoreo debe incluir la medición periódica y análisis de los potenciales de la tubería-suelo por personal capacitado y experimentado en el funcionamiento del sistema de protección catódica. Un control más frecuente de la protección catódica crítica componentes, tales como rectificadores de corriente impresa, se requiere para asegurar una operación confiable del sistema. Ver NACE RP 0169 y API 651, Sección 11, para obtener orientación sobre la inspección y el mantenimiento de la protección catódica sistemas de tuberías enterradas.
10.10.2 Métodos de inspección Varios métodos de inspección están disponibles. Algunos métodos pueden indicar la condición externa o en la pared de la tubería, mientras que otros métodos indican solamente la condición interna.
10.10.2.1 Pigging inteligente Este método implica el movimiento de un dispositivo (cerdo) a través de la tubería ya sea mientras está en servicio, o después de que ha sido fuera de servicio. Varios tipos de dispositivos están disponibles empleando diferentes métodos de inspección. La línea de ser evaluado debe estar libre de restricciones que harían que el dispositivo para pegar dentro de la línea, es decir, por lo general de cincose requieren curvas de diámetro (anas estándar de tubo 90 ° no pueden pasar un cerdo). Las líneas también deberán disponer de instalaciones para el lanzamiento y la recuperación de los cerdos. La mayoría de los sistemas de tuberías de la planta normalmente no son adecuados para pigging inteligente.
10.10.2.2 Cámaras de vídeo Las cámaras de televisión están disponibles que puede ser insertado en la tubería. Estas cámaras pueden proporcionar inspección visual información sobre el estado interno de la lí nea.
10.10.2.3 Inspección por Onda Guiada Técnicas de ultrasonidos de ondas guiadas se pueden utilizar para inspeccionar tuberías subterráneas para la corrosión interna y externa. Ondas guiadas se envían axialmente a lo largo de la tubería bajo examen. Pérdida localizada de la pared debido a la corrosión puede ser situado por el análisis de señales de las ondas reflejadas. Las técnicas requieren algún acceso a la superficie exterior parael montaje de los transductores de ondas guiadas. La distancia que las ondas pueden viajar y proporcionar ecos de suficiente amplitud para el análisis depende de muchos factores, incluyendo, por ejemplo, el tipo y el estado del revestimiento en el tubo superficie, rugosidad de la superficie debido a la interna y / o externa a la corrosión, la unión entre el tubo y el hormigón en aire
toconcreteinterfaz, condición del suelo en estrecho contacto con la tubería, y los accesorios de la tubería.
10.10.2.4 Excavación En muchos casos, el único método de inspección disponibles que puede realizarse es desenterrar la tubería con el fin de control visual del estado externo de la tubería y para evaluar su espesor y la condición interna. El cuidado debe ejercerse en la eliminación de suciedad de encima y alrededor de la tubería para evitar daños en la línea o recubrimiento línea, especialmente si la tubería está en servicio. Las últimas pulgadas del suelo deben ser removidos manualmente para evitar esta posibilidad. Si la excavación está suficientemente profunda, el lado de la zanja debe ser apuntalado correctamente para evitar su colapso, ende acuerdo con las regulaciones de OSHA, en su caso. Si el recubrimiento o envoltura está deteriorada o dañada, lo que debería ser eliminado en esa zona para inspeccionar la condición del metal subyacente.
10.10.3 Prueba de fugas Líneas de metro que no pueden ser inspeccionados visualmente deben probarse periódicamente para detectar fugas. Varios métodos son disponibles para lograr este objetivo. a) métodos de caída de presión implican presurizar la línea de una cantidad deseada, el bloqueo en, y luego la eliminación de la fuente de presión. Control de la presión de la línea durante un período de tiempo proporcionará una indicación de sistema de opresión. Las pruebas pueden llevarse a cabo en una sola presión o múltiples presiones. La prueba a múltiples presiones proporciona un medio para compensar las variaciones de temperatura y puede permitir tiempos de prueba más cortos en comparación con una prueba de presión individual. Para los métodos de caída de presión, variación de la temperatura, y el paquete de línea (por ejemplo, bolsas de aire en un líquido línea) puede afectar a la interpretación de los resultados. Si se desea, el funcionamiento de los métodos de caída de presión puede ser confirmadas por simulación de fugas. b) Volumen en / volumen a cabo métodos hacen uso de medidores de medición volumétrica en cada extremo de la línea. Normalmente, estos dispositivos están instalados permanentemente en situaciones que requieren la transferencia de custodia y / o detección de fugas bajo demanda. El sistema estándar no sería capaz de detectar una fuga bajo estáticas (sin flujo) condiciones. Si se desea, el rendimiento de en volumen / volumen a cabo el método puede ser determinada por una simulación de fugas. c) métodos volumétricos de punto individual son similares a las mediciones de caída de presión que requieran la línea a ser bloqueado en para una prueba estática. Un cilindro graduado está unido a la línea para medir cambios de volumen en el tiempo. Bolsas de aire en una línea y la variación de temperatura de líquido puede afectar los resultados. Una vez más, el rendimiento de punto único métodos volumétricos pueden ser determinados por una simulación de fugas. d) química Marker (marcador) puede ser añadido a la línea como un método de detección de fugas. Muestras de gas del suelo cerca de la línea son recogido y ensayado para la presencia del producto químico marcador. La ausencia de cualquier sustancia química marcador en el gas del suelo muestras indica la línea no tiene fugas. Ensayos suplementarios normalmente se requieren para determinar la velocidad desondas de muestreo en el suelo y la velocidad a la que el
producto químico marcador viaja a través del relleno. Químicotrazadores pueden añadirse a una línea de líquido o lleno de gas. Esta tecnología tiene la capacidad de detectar y localizar tantas fugas. Las pruebas complementarias son equivalentes a confirmar desempeño de la tecnología con las simulaciones de fugas. e) tecnología de emisión acústica detecta y localiza las fugas por el sonido creado por la fuga. Los sensores deben seres vaciados para permitir que el sonido generado por una fuga a detectar en las ubicaciones de los sensores. Los sensores están unidos directamente a la tubería por lo que puede requerir la remoción de cualquier capa protectora. Hay que confirmar que el probablecondiciones de fugas van a generar sonido suficiente para ser detectado por los sensores. Dado que la geometría y el relleno afectaránla generación de ruido, las simulaciones de fugas generalizadas no puede confirmar el rendimiento de la tecnología.
10.11 Inspección de nueva fabricación, reparaciones y reformas 10.11.1 General Todos los temas tratados en esta sección deben cumplir con los principios de la ASME B31.3. Los procedimientos utilizados para inspeccionar los sistemas de tuberías, mientras que el equipo está apagado son adaptables a la inspección de nuevo construcción. Estos procedimientos pueden incluir cualquier número de las siguientes actividades: la obtención de la pared inicial tubería espesores; inspección de grietas; inspección de asiento de la junta de brida enfrenta, válvulas y articulaciones; inspección para desalineación de la tubería; la inspección de las soldaduras; y la prueba de presión. La selección de materiales de tuberías debe basarse en condiciones de servicio y experiencia con la tubería en el mismo o similar servicio. El riesgo asociado con la sustitución de materiales equivocados debe determinar el alcance del PMI de nueva fabricación, reparaciones o alteraciones. Conexión existente sistemas podrán exigir verificaciones para determinar si recalificación es necesario para cumplir las condiciones especificadas. El grado de inspección durante la fabricación y la instalación depende en gran medida de la severidad del servicio y la calidad de la mano de obra, y que debería ser parte del diseño.
10.11.2 Material de Verificación Ambos materiales y fabricación deben ser revisados para la conformidad con los códigos y especificaciones que son adecuada para la planta. Algunos elementos de tuberías, tales como los utilizados en la generación de vapor, pueden ser objeto de adicionallos requisitos reglamentarios. Aunque las tuberías, válvulas y accesorios deben ser especificados en detalle cuando los pedidos se hacen por nueva construcción, debe haber un medio positivo de identificación de los materiales instalados en los sistemas de tuberías previstos, incluyendo metales de relleno de soldadura. Los cheques deben hacerse utilizando kits de prueba de material u otro medio de identificación positivos, tales como fluorescencia de rayos X portátil o analizadores de espectrometría de emisión óptica portátiles. Además, el material de los fabricantesy los datos de prueba se pueden obtener para su revisión, en particular cuando se especifican los requisitos especiales de calidad. El examen de las soldaduras por RT u otras técnicas especiales es importante en la nueva construcción. Un número representativo desoldaduras se puede comprobar su calidad o la
dureza de la soldadura y la zona afectada por el calor. PT o MT pueden revelar grietas y defectos superficiales. Técnicas similares pueden ser utilizados para comprobar defectos en piezas fundidas y en superficies mecanizadas, tales como revestimientos de la junta. Inspecciones de superficie a menudo proporcionan pistas sobre si los métodos de prueba destructivos deben ser utilizados. VerAPI 578 de orientación adicional sobre la verificación material.
10.11.3 Las desviaciones Excepciones a las especificaciones o normas para materiales, tolerancias, o mano de obra por lo general se evaluarán considerando susus efectos sobre los factores tales como la seguridad, la fuerza, la resistencia a la corrosión y capacidad de servicio. Revisiones especiales pueden ser requeridas para determinar si los elementos de tuberías se desvían hasta un punto que requiere rechazo. El análisis de riesgo es una posible herramienta a utilizar en estas revisiones. Las excepciones que han sido aceptadas deben ser registradas e identificadas para la adecuada referencia en el futuro.
10.11.4 Las reparaciones y alteraciones 10.11.4.1
Inspección de reparación y reforma de los sistemas de tuberías puede implicar varios pasos en la actuación del trabajo para asegurar que cumple con las secciones aplicables de API 570. El inspector debe participar en la planificación, ejecución y documentación de las reparaciones y reformas. El inspector puede necesitar consultar con un ingeniero de la tuberíay especialista en corrosión de planificar adecuadamente y ejecutar los trabajos de tuberías. Algunas de las actividades de inspección típicos involucrados con las reparaciones de planificación y alteraciones incluyen los siguientes. a) Proporcionar datos de campo necesarios, tales como diámetro de la tubería, espesor de pared medido, y material de construcción. Los datos requeridos pueden variar dependiendo del trabajo a realizar si se trata de una reparación temporal, una reparación o alteración permanente. b) Elaborar y / o revisar el alcance del trabajo. Apoyo a los cálculos de diseño de ingeniería debe estar disponible para su revisión y la seguridad de que son aplicables al sistema de tuberías y el trabajo que se realiza. Si cualquier cambio de restauración resulta en un cambio de temperatura de diseño o de presión, los requisitos para la recalificación también deben ser satisfechos. Cualquier soldadura, corte, o la operación de molienda en un componente de tubería que contiene la presión no considera específicamente una alteración se considera una reparación. Requisitos adicionales tales como PWHT se definen para la obra. c) El desarrollo de un plan de inspección para el trabajo. El inspector debe establecer puntos de espera ECM apropiados durante elejecución de la obra y los requisitos de las pruebas sobre la terminación de la obra. d) Revisar y aceptar los procedimientos de soldadura que se utilizarán para el trabajo. API 577 debería revisarse para obtener detalles sobre técnicas y procedimientos de soldadura de la soldadura.
e) La revisión de las calificaciones de soldador para verificar que están calificados para los procedimientos de soldadura que se utilizarán para el trabajo. API 577 debería revisarse para obtener más información sobre las calificaciones de desempeño soldador. f) los informes de pruebas de materiales Revisión, según sea necesario, para asegurar todos los materiales de construcción son por la especificación de la tuberíay / o el alcance del trabajo. g) Revisar los procedimientos aplicables NDE y cualificaciones examinador ECM / certificaciones. Verifique que la ECMprocedimientos son adecuados para el trabajo a realizar y los examinadores son calificados / certificado para realizar latécnica de examen.
10.11.4.2
Durante la ejecución de las reparaciones, el inspector debe asegurar que el trabajo se ejecuta por el alcance y la cumple con los requisitos del código. Las actividades típicas de inspector incluyen: a) asegurando ECM se lleva a cabo en los puntos de espera como se indica en el plan de inspección; b) la revisión de los resultados del examen para asegurar que cumplan con los requisitos del código y en las especificaciones; c) asegurar ningún tratamiento térmico se lleva a cabo por el alcance de los trabajos; d) garantizar los requisitos de pruebas, como la dureza y la prueba de presión, se llevan a cabo y aceptable.
10.11.4.3 La documentación de las reparaciones y reformas puede incluir el alcance escrita de trabajo, el apoyo a la ingenieríacálculos de diseño, ECM y resultados de pruebas, cartas de tratamiento térmico, informes de pruebas de materiales, proceso de soldaduraespecificaciones y registros de calificación de desempeño de soldadura.
11 Determinación del Espesor Mínimo Requerido 11.1 Tuberías 11.1.1 general 11.1.1.1
ASME B31.3 contiene fórmulas y datos para determinar el espesor de pared mínimo requerido para la nueva tubería sin corrosión. La memoria se refiere espesor, diámetro, eficiencia conjunta y esfuerzo admisible máximo presión de trabajo seguro. En la especificación de la tubería para la instalación original, ASME B31.3 requiere que se tome la siguiente en cuenta al espesor de la tubería se determina: a) la tolerancia de corrosión; b) las discusiones y otras prestaciones mecánicas (debe considerarse la posibilidad de corrosión de la grieta y la pérdida de espesor debido al corte de los hilos);
c) los ocasionados por cargas mecánicas, golpe de ariete hidráulico, la expansión térmica, y otras condiciones; d) el refuerzo de aberturas; e) otras prestaciones. Espesor adicional es casi siempre necesario cuando inciso a) a través de artículos e) se consideran. Normalmente, el ingeniero se seleccionará el horario tubería que aloja el espesor requerido más la tolerancia de fabricación permitida por la especificación de material de la tubería.
11.1.1.2
espesor adicional a menudo se necesita cerca de conexiones de ramales. Este grosor adicional se proporciona normalmente por uno de los siguientes: a) una camiseta de soldadura, b) una silla de montar, c) una salida rama reforzada integralmente (por ejemplo, un weldolet), o d) la cabecera y / o espesor de la tubería de ejecución es mayor que la requerida por las condiciones de diseño. Se debe tener precaución en el cálculo del espesor de jubilación para las tuberías con conexiones de ramales reforzados por el literal d). Estos cálculos deben ser realizados por un ingeniero de la tubería.
11.1.1.3
Para servicio de tuberías sujeto a daño localizado (por ejemplo, picaduras, grietas, formación de ampollas, ranurado), así como desalineamiento de soldadura y la distorsión, el inspector puede elegir para evaluar la fuerza de tuberías e idoneidad para continuar servicio que utiliza el enfoque discutido en API 579. Tal análisis debe ser realizado por, o bajo la dirección de, un ingeniero de la tubería.
11.1.2 Espesor por Presión Diseño ASME B31.3 contiene una fórmula para determinar el espesor requerido de nuevo, sin corrosión, tubo recto sujetos a la presión interna. API 570 permite el uso de la fórmula Barlow simple para determinar el espesor de pared requerido para tuberías en servicio. ASME B31.3 proporciona la orientación de cuando otras ecuaciones son aplicables. La fórmula es Barlow como sigue:
Donde; T: es el espesor de diseño de presión para la presión interna, en milímetros (pulgadas); P: es la presión manométrica interna de la tubería, en libras por pulgada cuadrada (kilopascales);
D: es el diámetro exterior de la tubería, en milímetros (pulgadas); S: es el esfuerzo de unidad permitido a la temperatura de diseño, en libra s por pulgada cuadrada (kilopascales); E: es el factor de calidad longitudinal. La fórmula Barlow da resultados que son prácticamente equivalentes a los obtenidos por el más elaborada ASME B31.3 fórmula, excepto en los casos de altas presiones que se requiere tubos de paredes gruesas. Tubería metálica por la que t> d / 6o P / SE> 0.385 requiere una consideración especial. ASME B31.3 también contiene la unidad permisible destaca para ser utilizado en las fórmulas contenidas en esa publicación. Estas tensiones admisibles incluyen un factor de seguridad y son funciones del material de la tubería y la temperatura.
11.1.3 Espesor mínimo Estructural En aplicaciones de baja presión y baja temperatura, los espesores de tubería necesarios determinados por la fórmula Barlow puede ser tan pequeño que la tubería tendría resistencia estructural insuficiente. Por esta razón, un mínimo absoluto espesor para evitar el hundimiento, pandeo, y el colapso en los apoyos deben ser determinados por el usuario para cada tamaño de tubería. La pared de la tubería no se debe permitir a deteriorarse por debajo de este espesor mínimo, independientemente de los resultados obtenidos por la ASME B31.3 o fórmulas Barlow. El propietario / usuario debe especificar cómo espesores mínimos estructurales se determinan en sus instalaciones. El propietario / usuario puede establecer sus propios valores de espesor mínimo estructural o utilizar los valores predeterminados que aparecen en la Tabla 6. Sin embargo; consideración y asignaciones adicionales pueden ser necesarias para las siguientes condiciones: a) las tuberías y accesorios atornillados; b) diámetros de tubería superior a 24 pulgadas (610 mm); c) temperaturas superiores a 400 ° F (205 ° C) para el carbón y el acero de baja aleación; d) las aleaciones más altas (que no sean de acero al carbono y Cr -Mo); e) se extiende en exceso de 20 pies (6 m); f) altas cargas externas (por ejemplo, con revestimiento refractario, tuberías que también se utiliza para apoyar a otro tubo, aparejo cargas y personal soporte de carga); g) una vibración excesiva. Los cálculos de ingeniería, típicamente usando un programa de análisis de tensión de tuberías computarizado, pueden ser necesarios en estas instancias para determinar el espesor mínimo estructural.
Tuberías de acero inoxidable austenítico a menudo tienen requisitos de espesor estructurales mínimas inferiores en base a sutípicamente mayor resistencia, mayor tenacidad y más delgados espesores iniciales de componentes de tubería. Mesas separadas sona menudo creado para tuberías de acero inoxidable.
11.1.4 Espesor Mínimo Requerido Generalmente, las tuberías se sustituyen y / o reparan cuando alcanza el espesor mínimo requerido a menos que un Fitnesspor análisis le ha prestado servicio que define la vida restante adicional. El espesor mínimo requerido es el mayor valor del espesor por presión de diseño o el espesor mínimo estructural. Los siguientes pasos deben ser seguido para determinar el espesor mínimo requerido en un CML.
PASO 1 Calcular el espesor de diseño de presión por código de clasificación. PASO 2
Determinar espesor mínimo estructural por propietarios de mesa / usuario o ingeniería cálculos.
PASO 3 Seleccione mínimo necesario aumentar el espesor. Este es el más grande de la presión o espesor de diseño estructural espesor mínimo determinado en el paso 1 y el paso 2. Para los servicios con altos posibles consecuencias en caso de fallo se produjera, el ingeniero de la tubería debe tener en cuenta aumentando el espesor mínimo permitido por encima de la determinada anteriormente en el Paso 3. Esto proporcionaría adicional espesor para cargas imprevistas o desconocidas, la pérdida de metal sin descubrir, o la resistencia al abuso normal.
Ejemplo 1 Determine el espesor mínimo requerido para un NPS 2, ASTM A106, Grado B, tubo diseñado para100 psig a 100 ° F. P = 100 kPa, D = 2.375 pulg., S = 20.000 psi, E = 1.0 (ya sin costuras), Y = 0,4.
PASO 1 Calcular el espesor de diseño de presión por código de clasificación. (En este ejemplo, el diseño ASME B31.3 fórmula se utilizó.)
Si esta tubería NPS 2 fue 100% compatible (por ejemplo, pone en la tierra plana), entonces en 0.006. Obstaculicen el 100 psi de presión. Este espesor incluye un factor de seguridad de 3 a 1, sin embargo, no sería sostener en el rack de tuberías.
PASO 2
Determinar espesor mínimo estructural por propietarios de mesa / usuario o ingeniería cálculos. A partir de la Tabla 6,el espesor mínimo estructural predeterminado es 0.070 en.
PASO 3 Seleccione mínimo necesario aumentar el espesor. Este es el más grande de la presión o espesor de diseño estructural espesor mínimo determinado en el paso 1 y el paso 2. Valor más grande de 0,006 pulg. y 0,070 pulg. es 0,070 in.
Ejemplo 2
Determinar el espesor mínimo requerido para un 14 NPS, ASTM A106, Grado B, tubo diseñado para 600 psi a 100 ° F, D = 14 pulg., S = 20.000 psi, E = 1,0 (sin costuras), Y = 0,4.
PASO 1 Calcular el espesor de diseño de presión por código de clasificación. (En este ejemplo, el diseño ASME B31.3 fórmula se utilizó.)
PASO 2
Determinar espesor mínimo estructural por propietarios de mesa / usuario o ingeniería cálculos. A partir de la Tabla 6, el espesor mínimo estructural es 0,110 i n.
PASO 3 Seleccione mínimo necesario aumentar el espesor. Este es el más grande de la presión o espesor de diseño estructural espesor mínimo determinado en el paso 1 y el paso 2. Valor más grande de 0,208 pulg. y 0,110 pulg. es 0,208 en.
11.1.5 Espesor mínimo de alerta Los usuarios pueden establecer un espesor mínimo de alerta con valores mayores que o bien el grosor de la estructura mínima o el espesor de diseño de presión lo que gobierna el espesor mínimo requerido. Espesores de alerta son a menudo introducidos en el programa de gestión de datos de la inspección de la instalación. El espesor de alerta indica al inspector que es oportuna para una evaluación de vida remanente. Esto podría incluir una evaluación detallada de la ingeniería estructural mínimo espesor, evaluación de la condición por servicio, o el desarrollo de futuros planes de reparación. Además, cuando un CML alcanza el espesor de alerta, se levanta una bandera de considerar la extensión y severidad en otras ubicaciones posibles para la corrosión mecanismo. Espesores mínimos Alerta por lo general no están destinados a significar que los componentes de la tubería deben ser retirados cuandouno LMC alcanza el límite predeterminado. Tabla 6 muestra un ejemplo de espesores de alerta para tubo de acero al carbono y de baja aleación que podría ser utilizado en conjunción con los espesores estructurales mínimos predeterminados. Tabla 6-Espesores mínimos para carbono y de baja aleación de tubos de acero
11.2 Válvulas y Conexiones con bridas Grifería con bridas están sujetos al estrés tanto de la presión interna y de las cargas mecánicas y cambios de temperatura. Las válvulas también están sujetos a cerrar tensiones y las concentraciones de tensión debido a su forma. Estas tensiones son difíciles de calcular con certeza. Por esta razón, el espesor de válvulas y accesorios de brida es sustancialmente mayor que la de un cilindro simple. ASME B16.34 establece el espesor mínimo de pared de la válvula en el 1,5 veces (1,35 veces para la clase 4500) el espesor de un cilindro de simple diseñado para una tensión de 7.000 psi (48,26 MPa) y sometido a una presión interna igual a la presión nominal de clase para las clases de válvula 150 a 2500. La válvula real requisitos de espesor de pared que figuran en el Cuadro 3 de ASME B16.34 son aproximadamente 0,1 pulg. (2.54 mm) más gruesa que lavalores calculados. Válvulas decoradas de acuerdo con API 600 tienen requisitos de espesor de corrosión y la erosión, además de los indicados en ASME B16.34. La fórmula para calcular el espesor mínimo requerido de la tubería puede ser adaptado para válvulas y accesorios de brida porutilizando el factor de 1.5 y el esfuerzo admisible para el material especificado en ASME B31.3.
Donde; t: es el espesor de diseño de presión para la presión interna, en milímetros (pulgadas); P: es la presión manométrica interna de la tubería, en libras por pulgada cuadrada (kilopascales); D: es el diámetro exterior de la tubería, en milímetros (pulgadas); S: es el esfuerzo de unidad permitido a la temperatura de diseño, en libras por pulgada cuadrada (kilopascales); E: es el factor de calidad longitudinal. Este espesor calculado será poco práctico desde el punto de vista estructural (como es el caso de muchos sistemas de tuberías); por lo tanto, espesores mínimos deben establecerse sobre la base de las necesidades estructurales. Los cálculos descritos anteriormente no se aplican a las conexiones soldadas. Los cálculos para la tubería se pueden aplicar a soldaduras de accesorios usando las correcciones apropiadas para la forma, si es necesario.
12 Documentos 12.1 Generalidades La necesidad de mantener registros completos de manera detallada y ordenada es una responsabilidad importante del inspector, así como un requisito de muchas normas (por
ejemplo, la norma 29 CFR 1910.119). Los registros precisos permiten una evaluación de la vida útil de cualquier tubería, válvula, o accesorio. A partir de dichos registros, una imagen completa de lo general condición de cualquier sistema de tuberías se puede determinar. Cuando se organizan adecuadamente, estos registros forman un registro permanentea partir del cual las tasas de corrosión y los intervalos de reemplazo o reparación probables pueden ser determinados. Un programa de ordenador puede ser utilizado para ayudar en una evaluación más completa de información grabada y para determinar la próxima fecha de inspección. Los registros de inspección deben contener: a) Fecha original de instalación; b) especificaciones de los materiales utilizados; c) la medición de espesores originales; d) los lugares y fechas de todas las mediciones de espesores posteriores; e) calculado grosor de la jubilación; f) reparaciones y sustituciones; g) las reparaciones temporales; h) cambios operativos pertinentes es decir el cambio en el servicio; i) Fitness-por-servicio evaluaciones; j) evaluaciones RBI. Estos y otros datos pertinentes deben estar dispuestos en formas adecuadas para que los registros de inspección sucesivas proporcionar una imagen cronológica. Cada grupo de inspección debe desarrollar formularios de inspección adecuados.
12.2 Sketches Dibujos isométricos u oblicuos proporcionan un medio de documentar el tamaño y la orientación de las líneas de tuberías, la ubicación y los tipos de accesorios, válvulas, orificios, etc., y las ubicaciones de CML. Aunque los planos de construcción originales pueden ser, bocetos normalmente separados usados se realizan por, o para, el departamento de inspección. La Figura 33 es un isométrico típico bosquejo para el registro de datos de campo. Sketches tienen las siguientes funciones. a) Identificar los sistemas de tuberías y circuitos particulares en términos de ubicación, tamaño, especificación de materiales, proceso general flujo, y las c ondiciones de servicio. b) Mostrar puntos para ser abiertos para su inspección visual y piezas que requieran sustitución o reparación.
c) Servir como hojas de datos de campo sobre el que se puede grabar la ubicación de la medición de espesores, los hallazgos de la corrosión,y las secciones que requieren una sustitución. Estos datos pueden ser transferidos a los registros continuos en una fecha posterior. d) Ayudar a las futuras inspecciones para determinar los lugares que requieren un examen.
Figura 33-típica isométrico Sketch
12.3 Sistemas de numeración Típicamente, se utiliza un sistema de codificación para identificar de forma única la unidad de proceso, el sistema de tuberías, el circuito, y la CML.
12.4 Espesor de datos Un registro de datos de espesor obtenidos durante las inspecciones periódicas o programadas proporciona un medio para llegar acorrosión o las tasas de erosión y de la vida material que se espera. Algunas empresas utilizan sistemas informatizados de registro de este propósito. Los datos se pueden mostrar en bocetos o presentan como información tabulada unidos a los bocetos. La Figura 34 muestra un método de tabular lectura de espesor y otra información.
12.5 Revisión de Registros Los registros de inspecciones previas y de las inspecciones realizadas durante el período de funcionamiento actual deben ser revisados poco después de las inspecciones se llevan a cabo para programar la próxima fecha de inspección. Esta revisión debe proporcionar listas de áreas que se están acercando espesor jubilación, áreas que han mostrado previamente altas velocidades de corrosión, y las áreas en los que la inspección actual ha indicado la necesidad de una mayor investigación. A partir de estas listas, un horario de trabajo debe ser preparado para una inspección adicional en funcionamiento, si es posible, y para las inspecciones a realizar durante el próximo período de cierre. Una agenda tan ayudará a determinar el número de inspectores que se asignará a la obra. Además, a partir de la revisión de los registros de las inspecciones anteriores, una lista debe ser de todas las reparaciones esperadas y reemplazos. Esta lista debe ser presentada al departamento de mantenimiento con la suficiente antelación de la parada depermitir que cualquier material requerido para ser obtenida o, si es necesario, fabricada. Esta lista también ayudará al mantenimiento personal en la determinación del número de personal requerido durante el período de cierre.
12.6 Actualizaciones del registro Los registros deben ser actualizados siguientes actividades de inspección en un plazo razonable de tiempo, para dar el inspector tiempo suficiente para recoger adecuadamente, analizar y registrar datos. Muchos sitios tienen requisitos internos que indican una la duración máxima entre la obtención de datos y la actualización de los registros. Estos requisitos permiten generalmente que los registros sean actualizados a las pocas semanas de terminar las actividades de inspección. El establecimiento de un marco de tiempo para actualizar el registro ayuda asegurar los datos y la información se registra con precisión y no se pierden y los detalles olvidados.
12.7 Auditoría de Registros Los registros de inspección deben ser auditados periódicamente con los requisitos del código, manual de inspección de control de calidad del sitio y los procedimientos del lugar. La auditoría debe evaluar si los registros cumplen los requisitos y si los registros son decalidad / precisión adecuada. Auditorías regulares proporcionan un medio para identificar lagunas y deficiencias en la inspección existente programas y definir las acciones correctivas, como la capacitación enfocada.
