Código de Tuberías a Presión ASME B 31 B31.8 SISTEMAS DE TUBERÍAS DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS Ing. Miguel Méndez
PARTE PARTE 1 - El Códi Código go ASME ASME B 31 Está compuesto compuesto de varias secciones secciones individuales, individuales, siendo siendo cada una de ellas, Norma Nacional Nacional de EE.UU., EE.UU., y son publicadas publicadas bajo la dirección dirección del Comité B31. Las secciones que incluye el Código ASME B 31 son: -B31.1: Tuberías de vapor y sistemas de potencia. -B 31.3: Tuberías de refinerías y plantas químicas. -B31.4: Sistema de transporte de hidrocarburos líquidos y otros. -B31.5: Tuberías de refrigeración. -B31.8: Sistemas de transporte y distribución de gas. -B31.9: Tuberías de Servicios en Edificios. -B31.11: Sistemas de transporte de Sólidos fluidificados. Ing. Miguel Méndez
PARTE PARTE 1 - El Códi Código go ASME ASME B 31 Está compuesto compuesto de varias secciones secciones individuales, individuales, siendo siendo cada una de ellas, Norma Nacional Nacional de EE.UU., EE.UU., y son publicadas publicadas bajo la dirección dirección del Comité B31. Las secciones que incluye el Código ASME B 31 son: -B31.1: Tuberías de vapor y sistemas de potencia. -B 31.3: Tuberías de refinerías y plantas químicas. -B31.4: Sistema de transporte de hidrocarburos líquidos y otros. -B31.5: Tuberías de refrigeración. -B31.8: Sistemas de transporte y distribución de gas. -B31.9: Tuberías de Servicios en Edificios. -B31.11: Sistemas de transporte de Sólidos fluidificados. Ing. Miguel Méndez
Determinación de la sección aplicable El propietarios es responsable de seleccionar la sección del Código que mas se aproxima a la instalación bajo consideración. Los factores a considerar al momento de esta determinación son: -Alcance de la sección. -Requerimientos jurisdiccionales. -Aplicación de otros Códigos o Normas. Puede ser necesario en ciertas instalaciones aplicar mas de una sección, y todos los requerimientos de estas ser aplicados en su totalidad. Ciertas tuberías dentro de una instalación pueden estar reguladas bajo otras Normas: -ASME BPVC Sección III -ANSI Z223.1: Código (EE.UU..) para gas combustible. -NFPA -Etc. Ing. Miguel Méndez
El Código establece los requerimientos necesarios para el diseño y construcción segura de Tuberías a Presión. Considera que la seguridad no es solo el único parámetro que gobierna la especificación final de los sistemas de tuberías. Establece que el diseñador debe conocer que el Código no es un manual de diseño y que se debe complementar con buenas practicas de Ingeniería. Los requerimientos establecidos en el Código, están fijados en principios y formulas básicas de diseño, las cuales están suplementadas con requerimientos específicos. Estos requerimientos específicos están basados en principios de ingeniería simplificados Puede ser necesarios que ante situaciones particulares sea necesario aplicar un análisis ingenieril mas completo o riguroso. El Código da por entendido que el diseñador es capaz de evaluar estados tensionales complejos y validar los resultados. Ing. Miguel Méndez
Edición del Código y Adendas Es intención del Código que la Edición y las adendas no sean retroactivas a menos que exista un acuerdo especifico entre las partes para usar otra edición o sea requerido legalmente. El Código de aplicación debe ser la Edición y la Adenda correspondiente editada al menos seis meses antes de la fecha del contrato, y deberá ser usada para el proyecto completo y la operación inicial. El Código se encuentra bajo la administración del Comité B31 el cual está organizado y opera bajo los procedimientos del ASME y está acreditado por el ANSI. El Comité mantiene a las secciones del Código actualizadas con los nuevos desarrollos de materiales y tecnología. Las Adendas son editadas periódicamente y nuevas ediciones son publicadas en periodos entre tres a cinco años. El Comité ha establecido un procedimiento ordenado para considerar pedidos de interpretación y revisión del Código. Ing. Miguel Méndez
Interpretaciones Es establecida de acuerdo a los procedimientos establecidos por el ASME. Las interpretaciones son editadas como suplemento del Código.
Casos Es una respuesta escrita cuando se demuestra que las palabras del Código necesitan clarificación, o cuando alguna respuesta modifica los requisitos existentes o garantizan el permiso para el uso de nuevos materiales o construcciones alternativas. Un caso normalmente se edita para un periodo de tiempo limitado. Los requisitos del Caso pueden ser incorporados al Código o el caso puede expirar o ser renovado.
Introducción El ASME B31.8, se aplica a los sistemas de tuberías de transporte y distribución de de gas. Esta dividido en las siguientes partes: Ing. Miguel Méndez
PARTE
ALCANCE Generalidades y definiciones
Capitulo I Capitulo II Capitulo III Capitulo IV Capitulo V Capítulo VI Capitulo VII Capitulo VIII Capitulo IX Apéndices
Materiales y Equipamiento Soldadura Componentes de sistemas de tuberías. Diseño, instalación y ensayo Procedimientos de operación y mantenimiento. Control de corrosión. Misceláneos. Transmisión de gas off shore. Servicio de gas ácido.
Ing. Miguel Méndez
DISPOSICIONES GENERALES Y DEFINICIONES 802 ALCANCE Y PROPÓSITO 802.1 Alcance 802.11 Este Código cubre el diseño, la fabricación, la instalación, la inspección, ensayo y aspectos de seguridad de operación y mantenimiento de sistemas de transmisión y distribución de gas, incluyendo gasoductos, estaciones compresoras de gas, estaciones de medición y regulación, redes de distribución principales y secundarias, hasta el medidor del cliente. Se incluyen también en este Código instalaciones offshore de gas. 802.12 este Código no se aplica a: a- Diseño y fabricación de recipientes a presión cubierto por Código ASME BPV. b- Tuberías con temperaturas en el metal por encima de 450°F y por debajo de -20°F. c- Tuberías mas allá del medidor del cliente. Ing. Miguel Méndez
d- Tuberías en refinerías de petróleo o plantas de extracción de gasolina, tuberías de plantas de tratamiento de gas, y toda otra planta de proceso instalada como parte de un sistema de transmisión de gas, plantas manufactureras de gas, plantas industriales o minas. e- Tuberías de venteo que operan a presión cercana a la atmosférica, utilizada para el venteo de gases exhaustos de cualquier índole. f- Instalaciones de pozo, incluyendo líneas de control, líneas entre la boca de pozo y trampas o separadores, tuberías de producción en plataformas offshore y tuberías de casing y tubing en zona de producción. g- El diseño y la fabricación de equipos aparatos e instrumentos. h- El diseño y la fabricación de intercambiadores de calor. i- Sistemas de transporte de petróleo liquido. j- Sistemas de transporte de pulpas. k- Sistemas de transporte de dióxido de carbono. l- Tuberías para gas natural licuado. Ing. Miguel Méndez
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802.2 Propósito 802.21 Los requerimientos de este Código, son adecuados para la seguridad bajo las condiciones que son habitualmente encontradas en la industria del gas. Las actividades de diseño, construcción, operación y mantenimiento para condiciones inusuales deberían ser evaluadas y supervisadas por personal con experiencia y conocimiento para poder elaborar las previsiones adecuadas para tales circunstancias. Todos los trabajos ejecutados dentro del alcance de este Código, deben cumplir o exceder los estándares de seguridad establecidos o implícitos en él.
802.22 Este Código pone especial atención en: -La seguridad del publico en general. -La seguridad de los empleados de la Compañía Operadora. 802.23 No es intención del Código que sea aplicado a aspectos tales como diseño, fabricación y ensayo, en forma retroactiva a instalaciones existentes. Tampoco su aplicación para establecer presiones de operación de instalaciones existentes, excepto como está previsto para ello en el Capítulo V. Ing. Miguel Méndez
802.24 Los requerimientos de este Código deberán ser aplicables a los procedimientos de operación y mantenimiento de los sistemas existentes y para las instalaciones que sean reclasificadas. 802.25 Calificación de los inspectores. Los individuos que realicen inspecciones sobre estos sistemas deberán ser calificados de acuerdo a entrenamiento y experiencia de manera de poder implementar los requerimientos y recomendaciones establecidos en este Código. 802.26 Para una información mas detallada acerca de los programas de integridad de las líneas de conducción se deberá referir al suplemento no mandatorio B 31.8S.
DEFINICIONES Gas Como es usado en este Código, se refiere a cualquier tipo gas o mezcla de gases que son adecuados para su uso como combustible domiciliario o industrial, y son transportados y distribuidos por medio de sistemas de tuberías (Ej. gas natural, gas licuado de petróleo transportados en fase vapor, etc.). Ing. Miguel Méndez
Compañía Operadora Es un Individuo, Sociedad, Corporación, agencia publica u otra entidad que opera instalaciones de transporte o distribución de gas.
Hot tap Son conexiones en derivación realizadas sobre tuberías que se encuentran en servicio.
Línea de conducción Son todas las instalaciones físicas por las cuales se conduce al gas. Incluye tubos, accesorios, bridas (incluyendo pernos y juntas), válvulas, recipientes a presión, válvulas de alivio, ítems adosados a la tubería, unidades compresoras, estaciones de medición, de regulación y componentes fabricados.
Sistema de distribución de baja presión Es el sistema de tuberías de distribución en la cual el gas de conduce a una presión similar a la presión de abastecimiento al consumidor.
Sistema de distribución de baja presión Es el sistema de tuberías de distribución el cual opera a una presión mayor a la presión de abastecimiento al consumidor. Ing. Miguel Méndez
Planta procesadora de gas Instalación usada para extraer productos comerciales del gas.
Estación reguladora de presión Equipos instalados sobre una línea de conducción para reducir y regular la presión en forma automática.
Estación limitadora de presión Equipos que bajo situaciones anormales de operación tienen la capacidad de reducir, restringir o cerrar el flujo de gas dentro de un sistema de manera de evitar que se exceda la presión de un determinado valor.
Estación de alivio de presión Equipos instalados con la finalidad de ventear el gas para evitar que se excedan valores de presión determinados.
Válvula de bloqueo Válvula instalada para detener el flujo de gas en un sistema. Ing. Miguel Méndez
Válvula de control Válvula instalada sobre un sistema diseñada para permitir el flujo en una sola dirección.
Caño o tubo Producto tubular fabricado para su venta como un ítem de producción. Los cilindros conformados a partir de chapa durante la fabricación de elementos auxiliares, no son considerados caños o tubos.
Tubo expandido en frío Caño o tubo con o sin costura, expandido en frío en la usina de producción de manera de incrementar su diámetro original hasta en un 50%.
Tramo Es una pieza de tubo de una longitud tal como se remite de la usina de producción. Cada una de estas piezas es llamada tramo independientemente de sus medidas.
Espesor nominal de pared (t) Espesor de uso en las ecuaciones de diseño. Para este Código los tubos podrán ser suministrados con este t, sin adicionar espesores para compensar las tolerancias de fabricación en menos con respecto a los espesores. Ing. Miguel Méndez
NPS (Nominal Pipe Size) Es un clasificador adimensional de tuberías. Indica una dimensión estándar de tubería cuando está acompañado de un numero apropiado (Ej. NPS 4, NPS 12).
Diámetro exterior nominal Es el diámetro exterior del tubo tal como se lo produce o como se encuentra especificado. No se debe confundir con el NPS.
Tensión de fluencia mínima especificada (SMYS) Expresada en Lb/in2 (Mpa), es la mínima tensión de fluencia prescripta en la especificación bajo la cual es adquirida la cañería al fabricante.
Resistencia a la tracción mínima especificada Expresada en Lb/in2 (Mpa), es la mínima resistencia a la tracción prescripta en la especificación bajo la cual es adquirida la cañería al fabricante. Ing. Miguel Méndez
Proceso de fabricación de tubos De acuerdo a su método de fabricación: - Tubo con soldadura doble de arco sumergido - Tubo soldado por fusión eléctrica - Tubo soldado por inducción eléctrica. - Tubo soldado por resistencia eléctrica. - Tubo soldado a tope en horno -Tubo sin costura
Clase de locación Ubicación geográfica a lo largo de la línea de conducción, clasificada en base a el numero y proximidad de edificios para ocupación humana y otros factores, que son tenidos en cuenta para distintos requerimientos de este Código Ing. Miguel Méndez
Uprating Es la reclasificación de un sistema de tuberías existente para operar a una mayor presión máxima admisible de operación.
Presión de diseño Es la máxima presión permitida por este Código, tal como se determina por los procedimientos de diseño aplicables para los materiales y locaciones involucradas.
Máxima presión de operación (MOP) Máxima presión a la cual el sistema de tuberías es operado durante un ciclo de operación normal.
Máxima presión de operación admisible (MAOP) Máxima presión interna a la cual puede ser operado el sistema de acuerdo al Código.
Máxima presión admisible de prueba Máxima presión de fluido interna permitida por este Código para una prueba de presión para los materiales y locaciones considerados. Ing. Miguel Méndez
Tensiones de operación Es la tensión en un tubo o elemento estructural, bajo condiciones de operación normal.
Tensiones circunferenciales (Hoop stress, SH) Es la tensión en una tubería de espesor de pared t, actuante circunferencialmente sobre un plano perpendicular al eje de la tubería, producido por una presión P, en un tubo de diámetro D, y determinada por la formula de Barlow: S H
PxD =
2t
Tensión circunferencial máxima admisible Tensión circunferencial máxima admitida por este Código.
Tensiones secundarias Tensiones actuantes en la pared del tubo debido a otras cargas distintas a la de la presión interior. Ing. Miguel Méndez
Ejercicios Parte 1 1- Indique Indique el Código aplicable aplicable a los siguiente siguientes s servic servicios: ios: a- Transp Transport orte e de petróle petróleo o b- Conducción Conducción de gas gas en plantas plantas de procesamien procesamiento to de gas c- Tuberías Tuberías en en plantas plantas químicas químicas d- Redes de de distribución distribución de de gas de baja baja presión presión e- Tuberías Tuberías de vapor vapor en centrale centraless térmicas térmicas f- tuberías tuberías de gas para para alimentación alimentación de caldera calderass
2- Que entiende entiende por Compañía Compañía Operadora Operadora 3- Que entiend entiende e por la sigla sigla SMYS SMYS 4- Que diferenci diferenciaa existe existe entre MOP MOP y MAOP? MAOP? 5- Que entiende entiende por Clase Clase de Locación? Locación?
Ing. Miguel Méndez
PART PARTE E 2 - Capit Capitulo ulo I – Ma Mate teri riale ales s y equip equipam amien iento to Todos los materiales y equipos que serán parte permanente de cualquier sistema de tuberías, construidas bajo este Código, deberán ser los adecuados y seguros para las condiciones bajo las cuales serán usados. Estos materiales y equipos deberán ser calificados para las condiciones de uso cumpliendo con ciertas especificaciones, normas y requerimientos de este Código.
811.1 - CALIFICACIÓ CALIFICACIÓN N DE MATERIALE MATERIALES S Y EQUIPOS EQUIPOS Los materiales y equipos se encuentran agrupados en seis categorías desde el punto de vista de los métodos de calificarlos según este Código: a- Ítems que responden a normas o especificaciones referenciadas en este Código. b- Ítems important importantes es desde el punto punto de vista de la seguridad seguridad o de una clase que si bien existen normas referenciadas para este tipo de ítems, no conforman específicamente una de ellas. c- Ítems de una una clase que si bien existen normas referenciadas para este tipo de ítems, no conforman específicamente una de ellas, pero a su vez son de relativamente poca importancia desde el punto de vista de la seguridad debido a su pequeña dimensión o a sus condiciones de uso. Ing. Miguel Méndez
d- Ítems de un tipo no no cubierto por por especificaciones referenciadas en este Código (Ej. compresores de gas) e- Ítems de marca registrada. registrada. f- Tubería Tubería usada usada o no identifica identificada. da. 811.21 – Para el caso (a) podrán ser usados para aplicaciones apropiadas dentro dentro de los limites prescriptos por el Código, sin mas calificaciones. 811.221 – Para el caso (b) (por ejemplo tubos, válvulas, bridas, etc.), materiales que que conformen una especificación escrita que no varíe sustancialmente de una especificación referenciada, y que cumpla con los requerimientos mínimos de este Código en cuanto a calidad de los materiales y fabricación, podrán ser usadas. Si las diferencias tienden a reducir la resistencia resistencia,, esta deberá deberá ser compensada compensada en el diseño. diseño. 811.222 811.222 – Podrán Podrán ser usadas usadas por pedido pedido al al Comité de la sección sección para para su aprobación aprobación.. 811.23 – Para el caso (c), podrán ser usadas previéndose que son ensayados o investigados y hallados aceptables para su uso en las l as condiciones propuestas, son usados bajo bajo tensiones no mayores al 50% de las aceptadas aceptadas por el Código para para elementos comparables y su uso no está específicamente prohibido por el Código. Código. Ing. Miguel Méndez
811.24 – Para los ítem dentro de los puntos (d) y (e), podrán ser calificados por el usuario mediante mediante ensayos o investigaciones que demuestren demuestren que el material o equipo es seguro y adecuado para el servicio propuesto y el fabricante respalda la seguridad de ese ítem para las condiciones propuestas. 811.25 – Para ítems (f), podrán podrán ser usados si son tratados como se indica en el punto 817.
817 – CONDICIONES CONDICIONES DE REUTILIZ REUTILIZACIÓN ACIÓN DE TUBERÍA. TUBERÍA. 817.1 - Reutilizació Reutilización n de tubería tubería de acero. acero. 817.11 – La remoción de parte parte de una línea de acero existente y su uso en la misma línea línea o línea que opera opera a la misma o menor presión presión es permitido permitido y estará sujeto a los requerimientos de inspección, evaluación de defectos superficiales y prueba de presión. 817.12 817.12 – Tubería Tubería usada usada o tubería tubería nueva nueva no identifica identificada, da, podrá podrá ser usada usada para servicios servicios con tensiones tensiones circunferenci circunferenciales ales menores menores a 6000 Psi y donde no se efectuaran efectuaran curvados cerrados, previendo que se efectúa una cuidadosa inspección visual para establecer las buenas condiciones del material y detectar defectos que produzcan fugas, y si el tubo es de especificación desconocida determinar su soldabilidad. Ing. Miguel Méndez
817.13 – Tubería usada o tubería nueva no identificada, podrá ser usada para servicios con tensiones circunferenciales mayores a 6000 Psi y donde no se efectuaran curvados cerrados, si se siguen los procedimientos y limitaciones de la siguiente tabla:
a- Inspección Toda la tubería debe ser limpiada interna y externamente si fuera necesario para una adecuada inspección. Toda la tubería debe ser inspeccionada visualmente para determinar que la misma no presenta deformaciones excesivas en cuanto a redondez y rectitud, y que no existen defectos que pueden atentar contra su resistencia y estanqueidad. Ing. Miguel Méndez
b- Propiedades de doblado Para tubería NPS 2 y menores, deberá ser doblada en frío a 90º sobre un mandril cilíndrico con un diámetro de 12 veces el diámetro de la tubería, sin desarrollar fisuras y aperturas de la soldadura. Para tuberías con diámetros mayores a NPS 2, se realizaran ensayos de aplastamiento como se indica en el apéndice H. Se establece que la longitud de ensayo para tuberías con costura a tope o en solape, será de 4” a 6” de longitud, con la costura ubicada a 45º de la línea de aplicación de la carga. Para tuberías con costura soldada por resistencia, la costura se ubicará en el punto de máximo doblado hasta que las paredes del tubo se toquen. Para tuberías sin costura la longitud de ensayo será de al menos 2 ½”. El ensayo consiste en el aplastamiento de la longitud del tubo entre placas paralelas hasta que las paredes hagan contacto entre si. Para tubería soldada no deberá haber aperturas en la soldadura hasta que la distancia entre placas es menor de ¾ del diámetro exterior del tubo (soldado a tope), y 2/3 para aquellos soldados por resistencia y en solape. Ing. Miguel Méndez
No se deberán desarrollar fisuras o roturas en el metal base hasta que la distancia entre placas sea menor a 3/5 del diámetro exterior del tubo (soldado a tope) y 1/3 de los soldados por resistencia y a solape (grados A y B). No se deberán desarrollar evidencias de laminaciones en ningún momento del ensayo. Para tuberías sin costura (grados A y B), no deberá haber aperturas o fisuras hasta que la distancia entre placas sea menor a:
Donde: H: Distancia entre placas. D: Diámetro nominal exterior del tubo. e: Deformación por unidad de longitud (0,09 para grado A y 0,07 para grado B). t: Espesor nominal de pared. El numero de ensayos a realizar será el mismo que para la determinación de la tensión de fluencia que se describe mas abajo en (g). Ing. Miguel Méndez
c- Determinación del espesor de pared A menos que el mismo sea conocido con certeza, deberá determinarse en cuatro puntos sobre un extremo de cada tubo. Si se sabe que el lote de tubos es de grado, dimensión y espesor nominal uniforme, las mediciones deben ser hechas en no menos del 10% de los tramos, pero no menos de 10 tramos. Los espesores de otros tramos serán determinados por medidor calibrado a la menor medida. Luego de estas mediciones, el espesor de pared será establecido como el mas próximo espesor de pared comercial por debajo del promedio de todas las mediciones tomadas pero en ningún caso mayor a 1,14 veces el menor espesor registrado para tuberías menores a NPS 20 y 1,11 veces para tubos NPS 20 y mayores.
d- Factor de junta longitudinal Si el factor de junta puede ser establecido con certeza, se usará el factor E establecido en la tabla 841.115 A del Capítulo IV, de otro modo E tomara el valor de 0,6 para tubos NPS 4 y menores y 0,8 para tubos mayores.
Ing. Miguel Méndez
e- Soldabilidad Un soldador calificado debe realizar una costura circunferencial utilizando el mismo procedimiento y en las condiciones mas severas a usar en producción. La soldadura debe ensayarse de acuerdo a los requerimientos de API 1104 de calificación de soldador por ensayos destructivos. Debe realizarse una prueba cada 100 tubos mayores a NPS 4, 400 tubos para NPS 4 y menores. Si durante la prueba los requerimientos de API 1104, no pueden ser cumplidos, la soldabilidad podrá ser establecida mediante análisis químicos para determinar carbono y manganeso y proceder según lo establecido en la Sección IX del Código ASME. El numero de análisis químicos será el mismo que el establecido arriba para los ensayos de las costuras circunferenciales.
f- Defectos superficiales Todas las tuberías serán examinadas en busca de rasgaduras, marcas e indentaciones y será calificado según el párrafo 841.24. (Requerimientos superficiales de tubería).
g- Determinación de la tensión de fluencia Cuando se desconoce las propiedades de resistencia a la fluencia mínima especificada Ing. Miguel Méndez
o la resistencia a la tracción o el alargamiento, estos valores podrán ser establecidos como sigue: Realizar ensayos de tracción como lo determina API 5L o 5LU en las siguientes cantidades
Si la relación tensión de fluencia / rotura excede 0,85 el tubo no debería utilizarse, excepto por lo que se prevé en 817.12.
Valor de S (tensión admisible)a adoptar Para tubos de especificación desconocida, puede determinarse tomando el menor de los siguientes valores: -80% del promedio del resultado de los ensayos -El mínimo valor obtenido en los ensayos pero no mayor que 52 ksi -24 ksi si no se efectúan determinaciones de propiedades mecánicas. Ing. Miguel Méndez
i – Ensayos hidrostáticos Tubería nueva o usada de especificación desconocida y todos las tuberías usadas, las cuales pueden presentar deterioros a causa de corrosión y otros mecanismos de daño, deben ser reensayadas hidrostáticamente tramo a tramo tal como se realiza durante su fabricación, o en campo previo a la puesta en servicio del sistema. La presión de prueba será la que se utilizará para la determinación de la máxima presión admisible de operación.
817.3 – REUTILIZACIÓN DE TUBERÍA PLÁSTICA Podrán utilizarse en servicios de gas natural solamente, previéndose que: -Cumplen los requerimientos de ASTM D 2513 para tubos nuevos termoplásticos, y ASTM D 2517 para tubos termosetting. -Cumplen con una inspección visual que garantiza que no hay defectos visibles. -Son instalados y ensayados de acuerdo a los requerimientos de este Código para tubería nueva. Ing. Miguel Méndez
812 – TUBERÍAS PARA CLIMAS FRÍOS Se debe considerar que algunos de los materiales que conforman especificaciones referenciadas pueden no ser adecuados para su uso a bajas temperaturas. La ingeniería debe tener en cuenta las propiedades de impacto a bajas temperaturas de estos materiales para su uso en condiciones inusuales de bajas temperaturas ambientes o de terreno.
813 – MARCADO Todas las válvulas, accesorios, bridas y tubing, deben ser marcados según o establecen las secciones correspondientes de las especificaciones con las cuales dichos elementos son fabricados, o de acuerdo a MSS-SP-25.
814 – ESPECIFICACIÓN DE MATERIALES Todas las especificaciones referenciadas de materiales se encuentran ubicadas en el apéndice A. Otros materiales comúnmente usados en este tipo de sistemas pero no referenciados, se encuentran detallados en el apéndice C. Ing. Miguel Méndez
814.1 REQUERIMIENTOS GENERALES 814.11 TUBOS DE ACERO a- Tubos y caños de acero fabricados bajo las siguientes especificaciones pueden ser usados:
b- Tubos expandidos en frío deben cumplir los requerimientos mandatorios de API 5L. Ing. Miguel Méndez
814.13 – TUBOS Y COMPONENTES PLÁSTICOS Podrán ser usados los fabricados bajo las siguientes especificaciones: -ASTM D 2513 Tubos y accesorios termoplásticos para gas. -ASTM D 2517 Tubos y accesorios de resina epoxi para gas. Los elementos fabricados según ASTM D 2513, deberán ser producidos de acuerdo al programa de control de calidad establecido en el Apéndice A4 de esa especificación.
815 – ESPECIFICACIÓN DE EQUIPOS Excepto para componentes de tuberías y materiales estructurales listados en los apéndices A y C de este Código, no es intención del mismo incluir dentro de él las especificaciones completas de equipos. Especificaciones parciales para estos ítems pueden ser indicadas en este Código, particularmente para aquellos equipos que pueden afectar la seguridad. En los casos en que no existan requerimientos específicos, es la intención del Código que se cumplan los lineamientos de seguridad implícitos en él. En todos los casos la seguridad del equipamiento instalado en el sistema será equivalente al del resto de la instalación. Ing. Miguel Méndez
816 – TRANSPORTE DE LA TUBERÍA
Se deberán tomar adecuadas previsiones para proteger los tubos, biseles, recubrimiento anticorrosivo, y revestimientos de lastre, de cualquier daño que se pudiera producir durante el transporte de la tubería. Toda tubería que fuera transportada, sea por ferrocarril o vías acuáticas, deberán ser cargadas y transportadas según los requerimientos de API 5L1 o API 5LW. Cuando no sea posible establecer el cumplimiento de estas especificaciones, se deberá ensayar la tubería hidrostáticamente por al menos 2 hs a un mínimo de 1,25 veces la máxima presión admisible de operación para tuberías a ser instaladas en locaciones clase 1, y como mínimo de 1,5 veces si serán instaladas en locaciones clase 2, 3 o 4.
Ing. Miguel Méndez
Ejercicios Parte 2 1- Se dispone de una partida de tubos recuperados y se pretende utilizarlos en la ampliación de una línea. Las condiciones de operación son las siguientes: Dext: 24” (610 mm) MAOP: 498 psi (35 kg/cm2) Temp. máxima de operación: 150ºF (65ºC) La tubería usada es calidad API 5L X42 espesor 1/4” (6,4 mm) soldado por resistencia. Cantidad: 100 tubos de 12 m de longitud No presenta reducción de espesores Tensión circunferencial esperada 30.000 psi (2100 Kg/cm2) Determinar el requerimiento a cumplir para su uso. 2- Para la misma línea se dispone de 100 tubos nuevos de especificación desconocida El lote es uniforme e identificado. Se desconoce el factor de junta longitudinal Determinar el requerimiento a cumplir para su uso y los valores a adoptar. 3- Los tubos del ejercicio anterior fueron sometidos a ensayos con los siguientes resultados: Ing. Miguel Méndez
Tubo
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Promedio
Espesor medido (mm)
Tensión de fluencia (psi)
Tensión de rotura (psi)
Tensión de fluencia / Tensión rotura
6,2 6,8 7,1 6,4 6,4 5,9 6.9 6,9 7,0 6,7 6,63
48.350 47.560 49.060 48.660 46.080 49.040 47.950 48.600 50.030 46.010 48.134
64.500 65.060 67.440 66.530 63.450 67.100 64.570 66.890 68.120 63.400 65.706
0,75 0,73 0,73 0,73 0,72 0,73 0,74 0,72 0,73 0,72
Ing. Miguel Méndez
PARTE 3 - Capítulo II – Soldadura Esta parte aplica a las soldaduras de materiales forjados, laminados y fundidos usados en tuberías y equipos relacionados. Incluyen juntas a tope, a filete, socket weld, y de sello realizadas sobre tubos, válvulas bridas, accesorios y equipos. No se aplica a la soldadura de juntas longitudinales y usadas en la fabricación de los tubos. 821.2 - La soldadura podrá ser realizada por cualquier proceso de soldadura o combinación de procesos que generen soldaduras que cumplan los requerimientos de la calificación de procedimientos de soldadura establecidos en este Código. Las soldaduras podrán ser efectuadas en posición, roladas o combinación de ambas. 821.3 - Previo a iniciar cualquier tarea de soldadura, deben establecerse y calificarse adecuados procedimientos de soldadura y calificar a los soldadores. 821.4 – El estándar de aceptabilidad de las soldaduras de producción para los sistemas que operan con tensiones circunferenciales del 20% o más de la tensión de fluencia mínimo especificado (SMYS), será el establecido en la Norma API 1104. 821.7 - La terminología de soldadura es la establecida en las normas ANSI/AWS A 3.0. Ing. Miguel Méndez
822 – PREPARACIÓN PARA SOLDAR 822.1 – Soldaduras a tope a- Algunas preparaciones aceptables son establecidas en el Apéndice I Fig. I4.
Ing. Miguel Méndez
b- En el apéndice I Fig. I5 se detallan configuraciones aceptables para transiciones de espesores, de resistencias o ambos. La transición entre extremos a soldar de distinto espesor, puede ser efectuada por soldadura o por mecanizado. Los detalles de la figura, se refieren para uniones a tope entre espesores y/o SMYS iguales o desiguales. Para uniones con desigual espesor y SMYS, debe tenerse la precaución de cumplir con los espesores requeridos por el Código. Cuando se unan materiales con distinto SMYS, el material de aporte debe tener al menos la misma resistencia que la mas alta de los dos materiales base involucrados. Para unir tubos de igual SMYS, pero distinto espesor, se aplican las mismas reglas con la excepción que no hay límite mínimo de ángulo para la transición. La diferencia máxima de espesores (t D / t) no debe ser mayor a 1,5 a los efectos del diseño. Ing. Miguel Méndez
Ing. Miguel Méndez
1- Para diámetros internos desiguales 1.1- Para sistemas operando con tensiones circunferenciales menores al 20% de la SMYS, si el espesor nominal de pared de las piezas no difiere en mas de 1/8”, no será necesario tratamiento especial, previéndose que se logra adecuada penetración y fusión. Si el espesor difiere en mas de 1/8”, aplican los requerimientos de los siguientes párrafos. 1.2- Para tensiones circunferenciales iguales o mayores al 20% de la SMYS 1.2.1- Para variaciones de no mayores a 3/32”, no se requieren mayores consideraciones. 1.2.2- Para variaciones mayores a 3/32” y no hay acceso por el interior, se usará lo requerido en el esquema “b” de la Fig. I5. 1.2.3- Para variaciones mayores a 3/32” y no excede 0,5 veces el espesor de la sección mas delgada y hay acceso al interior de la tubería, se utilizará el esquema “c”. 1.2.4- Para variaciones mayores a 0,5 veces el espesor mas delgado, y hay acceso al interior, se podrá utilizar el esquema “b” o “d”. Ing. Miguel Méndez
2- Para diámetros externos desiguales 2.1- Cuando la desalineación externa no excede 0,5 veces el espesor de la sección mas delgada, la transición podrá ser efectuada según el esquema “e”. 2.2- Cuando excede 0,5 veces el espesor de la sección mas delgada, la transición será efectuada según el esquema “f”. 3- Para diámetros internos y externos desiguales. Para estos casos se deberán utilizar las combinaciones mas adecuadas entre los esquemas “a” al “f” o el esquema “g”.
Ing. Miguel Méndez
822.2 – Soldaduras de filete Los filetes podrán ser cóncavos o ligeramente convexos. El tamaño del filete se fija como el cateto mayor que se obtiene del triangulo isósceles mayor inscripto. La misma figura también da detalles aceptables de soldadura de bridas.
Ing. Miguel Méndez
Las dimensiones mínimas para los filetes de las soldaduras de derivaciones se encuentran en el apéndice I Fig. I1 e I2.
Ing. Miguel Méndez
Ing. Miguel Méndez
822.3 – Soldaduras de sello Deben ser efectuadas por soldadores calificados. Está permitido la soldadura de sello en uniones roscadas. No se debe considerar la soldadura de sello como resistente.
823 – CALIFICACIÓN DE PROCEDIMIENTOS Y SOLDADORES 823.1 – Requerimientos para sistemas que operan con tensiones circunferenciales menores al 20% de la SMYS Los soldadores que se desempeñen sobre este tipo de sistemas, serán calificados según las referencias establecidas en este Código, o según lo indicado en el Apéndice G.
Requerimientos del Apéndice G a- Se realizara una prueba inicial de calificación previo al comienzo del trabajo. Luego el trabajo del soldador será controlado con recalificaciones una vez al año o por ensayos de probetas de producción cada 6 meses. b- Las pruebas se realizaran sobre tubería de 12” o menor. La misma se realizará con la tubería con el eje horizontal fijo, de manera que existan partes en posición sobre cabeza. Ing. Miguel Méndez
c- Los detalles de la unión serán como lo establece el procedimiento de soldadura con el cual se está calificando. d- De esta probeta serán obtenidos cuatro plegados de raíz. Será causal de rechazo si aparecen fisuras sobre el metal de soldadura y zona de fusión que excedan de 1/8” en cualquier dirección. Fisuras desarrolladas sobre los bordes de la probeta no serán considerados. Si no se rechaza mas de una probeta, será considerado aceptable. e- Aquellos soldadores que ejecuten trabajos sobre líneas de servicio que conectan sobre principales, deberán pasar el siguiente ensayo en forma satisfactoria: 1- Soldar un accesorio de conexión sobre una tubería del mismo diámetro que una línea principal típica. Se realiza en la misma posición que típicamente se realiza en terreno. 2- La unión será ensayada intentando desprender el accesorio de la tubería por cualquier método satisfactorio. La soldadura será rechazada si la zona de rotura evidencia la presencia de falta de penetración, falta de fusión o solape. f- Para el control periódico de soldadores que se desempeñan sobre líneas de pequeño diámetro (2” y menores), se podrá efectuar el siguiente ensayo de terreno (no reemplaza a la calificación inicial): Ing. Miguel Méndez
Se tomarán dos muestras soldadas del trabajo del soldador de la línea de servicio. Cada muestra tendrá aproximadamente 8” de longitud con la soldadura ubicada en el centro. Una de ellas tendrá los extremos aplastados de manera de someterla a una rotura por tracción, y deberá romper para ser considerada aceptable sobre metal base. La segunda será doblada con la soldadura centrada y hasta 2” a cada lado de la unión, y no deberá presentar aperturas a la superficie. En caso de no disponerse de equipo de tracción, este ensayo podrá ser reemplazado por otro de doblado. g- Se deberán mantener registros de las pruebas de calificación y de los subsecuentes controles periódicos del trabajo de los soldadores.
823.2 – Requerimientos para sistemas que operan con tensiones circunferenciales del 20% o más de la SMYS Para esta condición los Procedimientos de soldadura y soldadores serán calificados de acuerdo al Código ASME Sec. IX o Norma API 1104. Para los soldadores calificados según Norma API 1104, y que deban desempeñarse en soldaduras sobre tuberías en estaciones compresoras, la calificación estará basada en ensayos destructivo. Ing. Miguel Méndez
823.23 – Variables para la calificación de soldadores Las Normas de referencia, establecen variables esenciales para la calificación de los soldadores, las cuales deben ser respetadas. Este Código establece algunas modificaciones a estas variables esenciales. Para los aceros al carbono que contengan hasta 0,32% C (análisis de colada) y un carbono equivalente (C+1/4 Mn) que no exceda 0,65% (análisis de colada), son considerados materiales P 1 del Código ASME. Los aceros aleados que tengan demostrado que su soldabilidad es similar a la de estos aceros al carbono, podrán ser soldados, precalentados y tratados térmicamente como los aceros mencionados anteriormente. Los soldadores deben ser recalificados si existe alguna razón que ponga en duda su habilidad o si permanecen por un periodo de mas de 6 meses sin soldar con el proceso calificado. Todos los soldadores deben ser calificados al menos una vez al año. Se deben mantener registros de la calificación de los Procedimientos de Soldadura y de los soldadores. Los registros de las tareas y ensayos de la calificación de los Procedimientos de soldadura deben ser retenidos al menos durante el tiempo que los procedimientos estén en uso. Ing. Miguel Méndez
824 - PRECALENTAMIENTO La temperatura de precalentamiento debe estar indicada en el Procedimiento de Soldadura. Aceros con contenidos de carbono por encima de 0,32% o carbono equivalente mayor a 0,65% deben ser precalentados. Aceros con menores contenidos de carbono o carbono equivalente, pueden requerir de precalentamiento bajo condiciones que puedan afectar la calidad de la soldadura. Puede ser requerido también en algunos casos el control de la temperatura entre pasadas. Si se sueldan materiales que requieren distintas temperaturas de precalentamiento prevalece la del material que requiera la mayor temperatura. La temperatura debe verificarse con el uso de crayones, termocuplas, pirometros y otros dispositivos adecuados. La temperatura de precalentamiento debe ser uniforme y no bajar la misma mientras se suelda.
825 - ALIVIO DE TENSIONES Los aceros al carbono que contengan hasta 0,32% C (análisis de colada) y un carbono equivalente (C+1/4 Mn) que no exceda 0,65% (análisis de colada), serán tratados térmicamente según lo establecido en el Código ASME Sec. VIII Ing. Miguel Méndez
Aceros con menores contenidos de carbono, también pueden requerir de tratamiento térmico, cuando las condiciones de enfriamiento de la soldadura sean rápidas. Las soldaduras sobre aceros al carbono, deben ser aliviadas de tensiones cuando el espesor de pared excede los 32 mm ( 1 1/4”). Si se unen partes de diferentes espesores, el espesor gobernante será el de la parte mas gruesa. En el caso de derivaciones o bridas slip on, el espesor gobernante será el espesor del tubo soporte. Si se sueldan materiales disímiles y uno de ellos requiere de alivio de tensiones, la unión lo requerirá. Todas las soldaduras de conexiones sobre tubería que requiera de tratamiento térmico, serán tratadas térmicamente, con las siguientes excepciones: -Soldaduras de ranura y filete, con catetos no mayores a ½”que unen conexiones no mayores a NPS 2. -Soldaduras de ranura y filete, con profundidad de ranura que no exceda los 3/8” que vinculan elementos de soporte u otros elementos de no presión. Ing. Miguel Méndez
825.6 – Temperaturas de alivio de tensión El alivio de tensiones será efectuado a temperaturas de 1.100 ºF o mayores para aceros al carbono y de 1.200 ºF o mayores para los aceros ferriticos aleados. La temperatura exacta de tratamiento debe ser establecida en el procedimiento de soldadura. Las partes a tratar serán calentadas lentamente hasta alcanzar la temperatura de tratamiento, y luego mantenidas por un tiempo que será proporcional al que se toma en base a 1 hr./in de espesor de tubería, pero en ningún caso será menor a ½ hr. Se deberá permitir un enfriamiento lento y uniforme.
825.7 – Métodos de alivio de tensiones a- Calentando la unidad en forma completa. b- Calentando secciones completas que contengan la o las soldaduras a tratar, previo su unión a otras partes del sistema. c- Calentando partes del trabajo con bandas térmicas conteniendo la soldadura en el centro. El ancho de la banda de calentamiento será de al menos 2” mayor que el ancho de la cara de la soldadura. Se debe tener cuidado con la uniformidad de la temperatura en la circunferencia. Fuera del área de calentamiento, la temperatura debe disminuir gradualmente.
Ing. Miguel Méndez
d- Conexiones y otros aditamentos a la tubería, para los cuales se requiere de tratamiento, pueden ser tratados localizadamente mediante una banda de calentamiento alrededor de la circunferencia de la tubería, que contenga la derivación o aditamento en su centro.
825.8 – Equipamiento para tratamiento térmico Los alivios de tensiones pueden ser efectuados por métodos de inducción eléctrica, resistencia eléctrica, anillos quemadores, torchas u otro método adecuado que asegure la aplicación homogénea de la temperatura y el mantenimiento por el tiempo prescripto.
826 – INSPECCIÓN DE SOLDADURAS 826.1 - Requerimientos para sistemas que operan con tensiones circunferenciales menores del 20% de la SMYS Las soldaduras serán inspeccionadas visualmente por muestreo, y las que se detecten defectuosas, serán reparadas o removidas de la línea.
826.2 - Requerimientos para sistemas que operan con tensiones circunferenciales del 20% o más de la SMYS a- Todas las soldaduras deberán ser visualmente inspeccionadas. b- En suma a lo anterior deberán ser inspeccionadas mediante radiografía, ultrasonido, partículas magnéticas u otro método no destructivo aceptable. Ing. Miguel Méndez
Aleatoriamente se deberán elegir un porcentaje de soldaduras para su inspección no destructiva por parte de la Compañía Operadora, en base a la producción diaria de uniones. Las costuras podrán ser examinadas en su completa circunferencia o en partes de su circunferencia si así lo estableciera la Compañía Operadora. Los porcentajes mínimos estarán relacionados con las clases de locación de la línea: -10% de soldaduras en locaciones clase 1. -15% de soldaduras en locaciones clase 2. -40% de soldaduras en locaciones clase 3. -75% de soldaduras en locaciones clase 4. -100% en estaciones compresoras y cuando sea practicable en cruces de grandes ríos, vías navegables, autopistas, carreteras, pero no menos del 90%. Las soldaduras de empalmes no sometidas a pruebas de presión deben ser examinadas completamente. c- Todas las soldaduras examinadas deben cumplir los requerimientos de aceptación Ing. Miguel Méndez
de la Norma API 1104, o ser apropiadamente reparada y reinspeccionada. d- Cuando se utilice inspección radiográfica, se deberán cumplir los requerimientos para los procedimientos de ensayo establecidos en API 1104. e- Cuando se trata de tuberías menores a NPS 6 o el proyecto involucra un cierto numero de soldaduras las cuales se tornan impracticables su inspección no destructiva, y el sistema opera con tensiones circunferenciales menores del 40% o menos de la SMYS, entonces los requerimientos de los puntos “b” y “c”, no son mandatorios, previendo que las soldaduras son totalmente inspeccionadas por un Inspector de Soldadura Calificado. f- En suma a los requerimientos de inspección no destructiva, la calidad de las soldaduras debe ser continuamente controlada por personal calificado.
827 – Reparación o remoción de defectos. Para las líneas que operan con tensiones circunferenciales del 20% o más de la SMYS, las soldaduras defectuosas deben ser removidas o reparadas. Tales reparaciones deben ser llevadas a cabo según los requerimientos de API 1104. Los soldadores que ejecutan estas tareas deben ser calificados según se establece en este Código. Ing. Miguel Méndez
Ejercicios Parte 3 1- A los efectos del diseño, cual es la máxima diferencia de espesores que se pueden unir? 2- Indique cual es el tamaño del filete de refuerzo en una derivación NPS 4, esp., 7,1 mm? 3- Indique que condición debe cumplir la calificación de soldadores para desempeñarse en plantas compresoras? 4- Cual es tiempo máximo de vigencia de una calificación de soldador? 5- Indique el espesor máximo que se puede exceptuar el alivio de tensiones. 6- Indique los requerimientos de Inspección para las siguientes líneas clasificadas como Clase de Locación 3: a- NPS 4, con tensión circunferencial del 30% de la SMYS b- NPS 6, con tensión circunferencial del 30% de la SMYS c- NPS 6, con tensión circunferencial del 15% de la SMYS Ing. Miguel Méndez
PARTE 4 - Capitulo III – Componentes del sistema de tuberías y detalles de fabricación. 830.1 GENERAL a- Este capitulo provee normas para su uso en los sistemas de tuberías. 1- Las especificaciones para todos los ítems del sistema de tuberías, además de los tubos. 2- Métodos aceptables de realizar conexiones de derivación. 3- Previsiones para los efectos de cambios de temperatura. 4- Métodos aprobados para el soporte y anclaje de tuberías. b- Este capitulo no incluye: 1- Materiales de tuberías (Capitulo I) 2- Procedimientos de soldadura (Capitulo II) 3- Diseño de tuberías (Capitulo IV) 4- Instalación y ensayo de sistemas de tuberías. 5- Aplicaciones off shore. 6- Aplicaciones para servicio ácido.
Ing. Miguel Méndez
831 – COMPONENTES DEL SISTEMA DE TUBERÍAS 831.1 Válvulas y reductores de presión Válvulas fabricadas bajo las siguientes especificaciones podrán ser usadas:
Podrán ser usadas válvulas que contengan componentes de fundición dúctil, siempre que respondan a las dimensiones de las especificaciones arriba mencionadas, y sean utilizadas a presiones que no excedan el 80% de la presión de rating de similar válvula de acero, teniendo en cuenta que no deberán ser soldadas, ni la presión exceder los 1000 Psi. Ing. Miguel Méndez
Válvulas con partes del cuerpo de fundición no podrán ser usadas en estaciones compresoras. Elementos reductores de presión, deben conformar los requerimientos de este Código para válvulas en condiciones de servicio comparables.
831.2 – Bridas Deben conformar una de las siguientes especificaciones:
-Bridas roscadas respondiendo al grupo ANSI B16, son permitidas en los tamaños y clases cubiertas por esas especificaciones. -Bridas de solape son permitidas en las medidas y clases cubiertas por ANSI B 16.5. - Bridas slip on, son permitidas en las medidas y clases cubiertas por ANSI B 16.5 Ing. Miguel Méndez
-Bridas de cuello son permitidas en las medidas y clases cubiertas por ANSI B 16.5 y MSS-SP-44.
831.22 – Pernos - Las roscas de los pernos deben cubrir completamente las tuercas. -Los pernos deben conformar las normas ASTM A 193, A 320, A 354 o A 449. La A 307 Gr B podrá usarse en bridas Serie 150 y 300. - Las tuercas deben conformar las normas ASTM A 194 o A 235. La A 307 podrá usarse solo con pernos A 307.
831.23 - Juntas -Los materiales de las juntas deben ser capaces de soportar las presiones máximas y mantener sus propiedades físicas y químicas para las temperaturas esperables de servicio. -Las juntas bajo presión a temperaturas por encima de 250 ºF deben ser de material no combustible. Juntas metálicas no serán usadas en bridas serie 150. - Juntas compuestas por asbestos podrán ser usadas como se establece en B 16.5 Ing. Miguel Méndez
831.3 – ACCESORIOS 831.31 – Accesorios estándar -El espesor mínimo de metal de los accesorios bridados o roscados, no deberá ser menor que el especificado para las presiones y temperaturas en las especificaciones aplicables ANSI o MSS. -Los accesorios de acero para soldadura a tope, deberán responder a ANSI B 16.9 o MSS SP-75 y deberán tener su rating de presión – temperatura basados en las tensiones para tubos de igual o equivalente material. No será requerida la prueba hidrostática de fabrica, pero todos los accesorios deben ser capaces de soportar la presión de prueba de terreno igual a la establecida por el fabricante, sin fallas o fugas. -Accesorios socket, deben responder a ANSI B16.11. -Accesorios bridados de fundición dúctil, deben responder a ANSI B16.42 o ANSI A21.14. -Accesorios termoplásticos deben responder a ASTM D 2513 -Accesorios de plástico reforzados deben responder a ASTM D 2517. Ing. Miguel Méndez
831.32 – Accesorios especiales Cuando sean requeridos accesorios especiales en medidas no contempladas por las especificaciones aplicables, los mismos deben ser tratados de acuerdo a lo establecido en el párrafo 831.36.
831.35 – Componentes especiales fabricados por soldadura a- Esta sección cubre los componentes de tuberías distintos a los tubos y accesorios unidos por soldadura circunferencial. b- Todas las soldaduras serán realizadas bajo procedimientos y por soldadores calificados de acuerdo a los requerimientos establecidos en este Código. c- Las conexiones en derivación deben cumplir los requerimientos que se establecen en los parágrafos 831.4, 831.5 y 831.6. d- Unidades prefabricadas que emplean planchas y costuras longitudinales, deben ser diseñadas, construidas y ensayadas según requerimientos del Código ASME BPV. Cada uno de estos prefabricados deben soportar la presión de prueba sin fallas, fugas o distorsiones, a una presión igual a la de prueba del sistema. Cuando sean instaladas en sistema existente, los mismos deberán ser probados antes de su instalación, o probados en un ensayo de estanqueidad a la presión de operación de la línea. Ing. Miguel Méndez
831.36 – Diseño por presión de otros componentes de presión Aquellos componentes retenedores de presión, no contemplados en las especificaciones listadas en el apéndice A, y para los cuales las ecuaciones de diseño no están establecidos en este Código, podrán ser usados donde el diseño de elementos de características similares han sido probados satisfactoriamente en servicios comparables. En ausencia de estas condiciones de experiencia de servicio, el diseño por presión deberá estar basado en un análisis consistente con la filosofía general de diseño establecida en este Código y avalada por al menos una de las siguientes opciones: a- Ensayos de aptitud, como se describe en el Código ASME Sec. VIII Div. 1 – UG-101 b- Análisis experimental de tensiones como el que se describe en el Código ASME Sec. VIII Div. 2 – Apéndice 6 c- Cálculos de ingeniería.
831.37 - Cierres 831.371 – Cierres rápidos No existen requerimientos específicos de diseño. Deben tener un rating presión / temperatura igual o mayor que el del sistema y estar equipados con dispositivos de bloqueo (ASME Sec. VIII UG 35 (b)). Ing. Miguel Méndez
831.372 – Accesorios de cierre Comúnmente denominados tapas soldadas, deben responder a las especificaciones ANSI B 16.9 o MSS SP-75.
831.373 – Cabezales de cierre Los cabezales (planos, elípticos, esféricos o cónicos) pueden ser diseñados de acuerdo a ASME Sec. VIII Div. 1. Para aquellos no diseñados por ASME Sec. VIII, la tensión admisible máxima del material utilizado para esos cierres, deberá establecerse según el párrafo 841, y no exceder un nivel de tensiones circunferenciales del 60% de la SMYS. Las soldaduras deben ser inspeccionadas según ASME Sec. VIII Div. 1.
831.4 - Refuerzo de aberturas simples El diseño de las conexiones, en derivaciones simples o múltiples, debe prever un adecuado y seguro nivel de tensiones. Se deberá tomar en cuenta las tensiones presentes en los espesores remanentes de la pared del tubo soporte a consecuencia del orificio, las tensiones de corte producidas por la presión en el área de la apertura, y cualquier otra carga externa. Ing. Miguel Méndez
El calculo del refuerzo requerido se basa en la regla que establece que el área de metal disponible para refuerzo, debe ser mayor o igual que el área quitada.
Área requerida Será definida como:
AR= d . t
d: El mayor entre la longitud de la abertura terminada sobre la pared del tubo soporte, medida paralela al eje del tubo soporte o el diámetro interior de la derivación. t: Espesor requerido del tubo soporte (en condición corroída). El refuerzo requerido se puede obtener por cualquier combinación de áreas A 1, A2 y A3 y se debe verificar que A 1+ A2 + A3 sean mayor o igual a A R Siendo A1: Área en exceso el la pared del tubo principal = (H - t) . d A2: Área en exceso en la pared del tubo de derivación hasta una distancia L del tubo soporte = 2 (B - tb) L A3: Área correspondiente a la suma de las áreas de refuerzo agregado, incluidas las secciones de los filetes de soldadura. L: El menor entre 2,5 H o 2,5 B + M Ing. Miguel Méndez
Ing. Miguel Méndez
La zona de refuerzo es un paralelogramo, cuyo ancho puede extenderse como máximo hasta una distancia “d” a cada lado del eje de la derivación, y cuya altura se extiende una altura “L”, desde la superficie exterior del tubo soporte. Los materiales de los refuerzos pueden tener distintas resistencia que el del tubo soporte. Si sus resistencias son menores, entonces el área proporcionada debe ser afectada por la relación de tensiones entre ambos. Para refuerzos con materiales de mayor resistencia, este hecho no otorga ningún tipo de crédito para incrementar áreas. Cuando se agregan refuerzos, se debe prever la realización de un orificio para actuar como elemento de venteo de gases durante la soldadura de los refuerzos y/o tratamientos térmicos, y además para permitir revelar la presencia de fugas en el cordón de unión de la derivación con el tubo soporte. Estos orificios deben ser taponados durante el servicio de manera de evitar el daño por corrosión por crevice en la interfase entre el refuerzo y los tubos. El uso de elementos de rigidizacion entre el tubo soporte y el de derivación no serán considerados a los efectos de áreas de refuerzo. Ing. Miguel Méndez
La soldadura entre el tubo soporte y el tubo de derivación debe ser de penetración total mas un filete de sello de dimensión W 1 (indicada en las figuras de refuerzos aceptables). Es preferible el uso de filetes cóncavos de manera de minimizar la concentración de tensiones. Los refuerzos de anillos o monturas deben ser chaflanados a 45º si su espesor es notoriamente superior al de los tubos de soporte y derivación, de manera de obtener filetes soldados de las medidas máximas y mínimas establecidas. Derivaciones con ángulos menores a 90º, se vuelven progresivamente mas débiles, por lo que se debe aumentar las áreas de refuerzo para compensar este hecho, requiriéndose estudios particulares para estas circunstancias.
831.42 – Requerimientos especiales En adición a los establecido en párrafos anteriores las derivaciones soldadas deben cumplir con lo establecido en la tabla 831.42
Ing. Miguel Méndez
a- Será preferido el uso de Tees. En caso de no usarse estos elementos, el refuerzo de derivación deberá extenderse alrededor del tubo de derivación sobre el caño soporte. b- Será preferido el uso de Tees. En caso de no usarse estos elementos, el refuerzo de derivación debería ser de circundación completa, pero podrán ser del tipo poncho, montura, o un accesorio de derivación soldado. c- El refuerzo de derivación podrá ser de circundación completa, del tipo poncho, montura, o un accesorio de derivación soldado. Cuando el refuerzo se fija por filete al tubo soporte, su espesor debe ser reducido con una transición de 45º hasta llegar a espesor del tubo soporte. Es recomendable que los catetos de los filetes no excedan las dimensiones del espesor del tubo conductor. Ing. Miguel Méndez
d- El refuerzo de conexiones en derivación, con orificios de NPS 2 o menor, no es requerido. Deben tomarse consideraciones cuando existan cargas inducidas por vibración u otras fuerzas externas. e- Todas las soldaduras que unan tubos conductores, derivación y elementos de refuerzo deben ser equivalentes a las indicadas en las figuras I1 e I2.
Ing. Miguel Méndez
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f- Los bordes interiores del orificio terminado deben dentro de lo posible ser redondeados con radio de curvatura de 1/8”. Si la envolvente posee mayor espesor que el tubo conductor, los extremos deben ser rebajados hasta el espesor del conductor y soldado con filetes continuos. g- Los refuerzos de las derivaciones no son mandatorios, aunque en algunas condiciones sí pueden serlo. Por ejemplo, cuando se involucran presiones superiores a los 100 Psi (689 Kpa), en tubos de pared delgada o cargas externas severas. h- Si el refuerzo es requerido, y a consecuencia del diámetro de la derivación, el mismo se extiendo alrededor del tubo soporte mas de la mitad de su circunferencia, entonces será obligatorio usar una envolvente de circundación completa o utilizarse una Tee. i- El refuerzo podrá ser de cualquier tipo de los aceptados por este Código.
831.5 - Aberturas múltiples Cuando dos o más derivaciones se encuentran separadas a menos de 2 ½ veces (de manera que el área de sus refuerzos se solapan), el grupo de aberturas será reforzado como se establece en los párrafos anteriores. El refuerzo debe ser agregado como un refuerzo combinado que tenga la misma resistencia que la suma de refuerzos que hubiesen requerido por separado. Ing. Miguel Méndez
Cuando mas de dos aberturas adyacentes han de ser provistas con refuerzos combinados la mínima separación entre centros de orificios será preferiblemente de 1 ½ veces su diámetro promedio y el área de refuerzo entre ellas debe ser al menos el 50% del total requerido para esas dos aberturas. Si los centros de los orificios se encuentran separados a menos de 1 1/3 veces su diámetro promedio, no se deberá considerar al ligamento remanente de material entre ellas como contribuyente del refuerzo. Una serie de aberturas adyacentes o con poca separación entre ellas, puede ser reforzada como un grupo, si son tratadas como una sola abertura y se asume que posee un diámetro que abarque a todas las aberturas.
831.6 - DERIVACIONES EXTRUIDAS INTEGRALMENTE REFORZADAS -Estas reglas no se aplican a conexiones con refuerzos adicionales (anillo, montura etc.) -Estas reglas se aplican solo cuando el eje de la derivación, intersecta y es perpendicular al eje del tubo conductor. -El diseño debe estar de acuerdo a las figuras F1 a F4 del Apéndice F. -La altura del cuello es igual o mayor al radio de acuerdo del cuello, con respecto al caño conductor (h0 > r 0). Ing. Miguel Méndez
Ing. Miguel Méndez
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Nomenclatura: d= Diámetro exterior del tubo de derivación. dc= Diámetro interno corroído del tubo de derivación. D= Diámetro exterior del tubo soporte. Dc= Diámetro interior corroído del tubo soporte. D0= Diámetro interior de la boquilla extraída medida al nivel de la superficie externa del tubo soporte (Corroído). h0= Altura del labio extruido. L= Altura de la zona de refuerzo 0,7 dT 0 tb= Espesor requerido para la derivación (Corroído). Tb= Espesor actual de la derivación (Corroída). tr = Espesor requerido para tubo soporte (Corroído) . Tr = Espesor actual del tubo soporte (Corroído). Ing. Miguel Méndez
T0= Espesor final de la boquilla a la altura de r0 por sobre la superficie exterior del tubo soporte (Corroído). r 1= Mitad del ancho de la zona de refuerzo (Igual a D 0) r 0= Radio de curvatura de la porción contorneada, en el plano que contiene al eje del tubo soporte y el de derivación. Este radio r 0 está sometido a las siguientes limitaciones: -Mínimo: 0,05 d (Para derivaciones mayores a NPS 30 no requiere ser mayor a 1,5”) -Máximo: Para NPS 6 y mayores, no debe exceder 0,10 d + 0,5”, para NPS menores a NPS 8 no debe exceder 1,25”. No podrá usarse mecanizado para cumplir con estas condiciones.
Área disponible del refuerzo Será la suma de A1+ A2 + A3, siendo: A1= Área dentro de la zona de refuerzo del tubo soporte resultante de un exceso de espesor / A1 = D0 (Tr – tr ) A2= Área dentro de la zona de refuerzo de la conexión resultante de un exceso de espesor / A2 = 2 L (Tb – tb) Ing. Miguel Méndez
A3= Área dentro de la zona de refuerzo resultante de un exceso de espesor en el labio extruido / A3= 2 r 0 (T0 – tb) El área requerida de refuerzo requerida estará dada por la expresión: A = K tr D0 El diseño debe contemplar que A debe ser menor o igual a la suma de A 1+ A2 + A3 Los valores de K deben ser tomados según:
d/D
K
Mayor a 0,60
1,00
0,15
0,6 + 2/3 d/D
Menor o igual a 0,15
0,70
Ing. Miguel Méndez
832 – EXPANSIÓN Y FLEXIBILIDAD Esta parte solo se aplica a aquellas tuberías que cumplen con la definición de no embridada.
832.2 – Cantidad de expansión Los coeficientes de expansión de los materiales mas comunes son dados en tabla:
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832.3 – Requerimientos de flexibilidad a- Las tuberías deben ser diseñadas con suficiente flexibilidad como para absorber la expansión y contracción sin producir excesivas tensiones / esfuerzos, momentos, o fuerzas en la tubería, juntas de unión, equipos conectados y elementos de anclaje. b- Deben proveerse suficientes medios para darle suficiente flexibilidad al sistema mediante el uso de omegas, curvas, juntas de expansión etc. c- En el calculo de flexibilidad se debe tomar al sistema como un todo, y considerarse las influencias de todas las restricciones en el sistema. d- Los cálculos deben tomar en cuenta todos los factores de intensificación que aparecen en los componentes que no son tubería recta (tabla E1 del Apéndice E) e- Las propiedades de los tubos y accesorios estarán basadas en las dimensiones nominales y los factores de de Junta E tomados como 1. f- El rango total de temperaturas debe ser considerado. Serán considerados además de la expansión de la línea propiamente dicha los movimientos lineales y angulares del equipamiento adosado a ella. g- Los cálculos de flexibilidad deben estar basados en el módulo de elasticidad a la menor temperatura de operación. Existen software de calculo especifico para este tema.
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832.4 – Reacciones a- Las fuerzas de reacción y los momentos a ser usados es los sistemas de restricciones y soportes, y al evaluarse los efectos del desplazamiento de la línea sobre equipos adosados a ella, deben considerar el rango total de desplazamientos por temperatura más el peso propio y cargas externas. El tensionado en frío puede ser una herramienta eficaz para mantener las restricciones dentro de limites aceptables. b- las reacciones por desplazamientos térmicos deben ser calculadas usando el modulo de elasticidad correspondiente a la mas baja temperatura de operación. c- Se debe tener en consideración la capacidad de carga de los equipos rotativos, a presión y estructuras de soporte adosados a la línea.
832.5 - Modulo de elasticidad para aceros al carbono y baja aleación
Ing. Miguel Méndez
833 – Diseño para tensiones longitudinales 833.1 – Restricciones La condición de restricción es un factor a considerar en el comportamiento estructural de una línea de conducción. El grado de restricción se verá afectado por aspectos constructivos diseño de soportes, condiciones de suelo y características del terreno. Para los propósitos de diseño, el Código reconoce dos condiciones de restricción axial: Restringido y No restringido. Los sistemas restringidos pueden incluir los siguientes casos: -Sectores de tubería recta enterrada. -Curvas y tubería adyacente enterrada en suelo consolidado. -Secciones de tubería en superficie con soportes rígidos. Los sistemas no restringidos pueden incluir las siguiente condiciones: -Tubería en superficie con flexibilidad para acomodar la expansión térmica. -Curvas y tubería adyacente en terrenos blandos. -Tubería enterrada que permita movimientos laterales. -Tubería con tapas de cierre. Ing. Miguel Méndez
833.2 – Calculo de los componentes de tensiones longitudinales a- Por presión interna en tubería restringida: Sp = 0,3 SH (Tensión circunferencial) b- Por presión interna en tubería no restringida: Sp = 0,5 SH (Tensión circunferencial) c- Por expansión térmica en tubería restringida: Donde:
S T
=
(
E α T 1
−
T 2
)
E: Módulo de elasticidad en psi a temperatura ambiente α : Coeficiente de expansión térmica (1/ºF) T1: Temperatura de la tubería al momento de la instalación, enterrado o interconexión. T2: La temperatura más fría o caliente de operación. Ing. Miguel Méndez
d- La tensión nominal de flexión en tubería recta o en curvas de gran radio debidas al peso u otras cargas externas. (S B). e- La tensión nominal de flexión en accesorios y componentes debidas al peso u otras cargas externas. (SB). f- Las tensiones longitudinales generadas por cargas distintas a las de expansión térmica y presión. (SX).
833.3 – Suma de las tensiones longitudinales en tubos restringidos a- La tensión longitudinal neta en una tubería restringida será: SL= Sp + ST + SX + SB Donde SP, ST ,SX y SB pueden adoptar valores negativos. b- El valor absoluto máximo permitido de Sl es 0,9 ST. Donde S es la SMYS y T es el factor de reducción por temperatura. c- Las tensiones residuales generadas durante la fabricación son muy difíciles de evaluar por lo que se deja al criterio de la ingeniería cuando ellas son de significancia en el sistema.
Ing. Miguel Méndez
833.4 – Tensiones combinadas para tubería restringida a- El estado combinado biaxial de tensiones es evaluado usando alguno de los modos indicados a continuación:
El valor máximo permitido para las tensiones combinadas esta dado por el producto KST, donde K se define a continuación: b- Para cargas de larga duración K no excederá 0,90. c- Para cargas ocasionales de corta duración K no excederá 1.00. d- tensiones generadas por cargas que no se manifiestan simultáneamente, no necesitan ser sumadas. e- Esta evaluación de tensiones combinadas aplica solo a tubería recta. Los limites establecidos en los párrafos anteriores pueden ser excedidos por consideraciones de ductilidad y capacidad de deformación de las costuras soldadas y del material de la tubería. Para estos casos la máxima deformación de la tubería no debe exceder del 2%. Ing. Miguel Méndez
833.6 – Suma de las tensiones longitudinales en tubos no restringidos a- La tensión longitudinal neta en una tubería restringida será: SL= Sp + SX + SB b- El valor absoluto máximo permitido de Sl es que sea menor o igual 0,75 ST. Donde S es la SMYS y T es el factor de reducción por temperatura.
833.7 – Análisis de flexibilidad de tuberías no restringidas a- No hay necesidad de efectuar un análisis formal de flexibilidad en sistemas no restringidos, los cuales: 1- Sean duplicados o reemplazos de sistemas operando exitosamente. 2- Sean juzgados adecuados por comparación con otros sistemas previamente analizados. 3- Es de dimensiones uniformes, no tiene mas de dos puntos de fijación, sin restricciones intermedias y cae dentro de las limitaciones de la siguiente ecuación empírica: Ing. Miguel Méndez
Donde: D: Diámetro nominal exterior. K: 0,03 L: Longitud de desarrollo de tubería entre anclajes. u: Separación en línea recta entre anclajes. Y: Resultante de las deformaciones de desplazamiento a ser absorbido por el sistema. b- Cualquier sistema que no cumple lo establecido en “a”, debe ser sometido a un análisis de flexibilidad simplificado o aproximado.
833.9 – Tensiones locales Serán usualmente generadas en zonas de carlas localizadas o en discontinuidades. Pueden ser de muy alto valor, pero en general se desestiman debido a que afectan zonas altamente localizadas. El Código no establece valores máximos admisibles para tensiones localizadas Ing. Miguel Méndez
834 – Suportación y anclaje de tuberías expuestas Las tuberías y equipos deben ser soportadas de manera adecuada para reducir la vibración excesiva y estar suficientemente ancladas para prevenir excesivas deformaciones sobre los equipos adicionados a ella. Los soportes y anclajes deben estar instalados de manera tal que no interfieran con la libre expansión y contracción de la tubería entre soportes y anclajes. Todos los soportes y anclajes permanentes serán fabricados con materiales incombustibles y diseñados e instalados de acuerdo a buenas practicas de ingeniería. Deberán soportar los movimientos de la tubería sin desvincularse de ella.
834.5 – Vinculación de los soportes y anclajes Si la tubería está diseñada para operar con tensiones circunferenciales menores del 50% de la SMYS, los soportes y anclajes podrán ser soldados directamente a la tubería. Si la tubería está diseñada para operar con tensiones circunferenciales mayores o iguales al 50% de la SMYS, los soportes y anclajes deben contar con un elemento de vinculación que envuelva completamente la tubería, o se deberá vincular a una envolvente previamente soldada a la tubería. Ing. Miguel Méndez
835 – Anclaje de tuberías enterradas Las curvas y desalineaciones de las tuberías enterradas, generan cargas longitudinales, las cuales deben ser soportadas por anclajes, resistencia del suelo o tensión longitudinal.
835.5 – Soportes en tuberías enterradas En aquellas tuberías altamente tensionadas a causa de la presión interna, será esencial una adecuada y uniforme soportación dentro de la trinchera. Un asentamiento desigual de los soportes puede producir la aparición de excesivas tensiones de flexión así como también movimientos laterales en las derivaciones. Las interconexiones sobre tuberías en las cuales los movimientos puedan ser importantes, la flexibilidad debe ser considerada para compensar los movimientos, o debe ser anclada convenientemente para desarrollar las fuerzas necesarias para evitar desplazamientos excesivos.
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PARTE 5 - Capítulo IV – Diseño, Instalación y Ensayo 840.1 – General a- Los criterios de diseño de este Código, son adecuados para la seguridad publica bajo las condiciones que son de uso habitual y cubiertas por este Código encontradas habitualmente en la Industria del gas. El diseñador deberá proveer un diseño seguro para aquellas condiciones inusuales o especiales como ser, suelos inestables, vibraciones, zonas sísmicas, separaciones excesivas entre soportes, etc. b- La calidad del gas que se transporta debe ser considerada cuando se diseñan los sistemas. Se deberán tomas medidas para controlar o minimizar los efectos adversos del gas sobre cuando alguna de las siguientes condiciones condiciones se presente:
1- Composición del gas La presencia de elementos no combustibles reducen la capacidad calorífica del gas e incrementan su gravedad especifica que afecta la capacidad de compresión. El dióxido de carbono en presencia de agua incrementa el problema de corrosión. Ing. Miguel Méndez
2- Contenido de sulfuro de hidrogeno Es un gas altamente toxico que en presencia de agua contribuye a la corrosión
3- Contenidos de oxigeno Contribuye a la corrosión en presencia de agua a ciertas temperaturas. En ciertas mezclas con el gas produce condiciones de explosividad.
4- Vapor de agua y líquidos El agua libre en presencia de algunos hidrocarburos puede provocar la formación de hidratos (cristales sólidos), los cuales pueden provocar bloqueos en el sistema. c- La principal causa de falla en los sistemas de transporte de gas son las consecuencias de la actividad humana sobre la traza del sistema. La determinación de las clases de locación es un método para determinar la exposición de la línea a los daños. Una línea diseñada e instalada para una locación clase 1 es básicamente adecuada para cualquier ubicación, sin embargo se deben tomar precauciones adicionales Ing. Miguel Méndez
para proteger su integridad cuando la misma se vea expuesta a posibles daños debidos a actividad humana. Una de las medidas que establece el Código es la disminución del nivel de tensiones con que opera la línea en función del nivel de actividad humana en el área.
840.2 – Edificios dedicados a la ocupación humana a- Para esta determinación se deberá tomar una zona de ¼ de milla de ancho con la línea centrada en esta zona y dividir la línea en sectores aleatorios de 1 milla de longitud de manera tal que cada longitud individual incluya la mayor cantidad de edificios de ocupación humana y contarlos (unidades habitacionales serán consideradas como individuales). b- Cuando complejos habitacionales indiquen que pueda ser clasificado como clase 2 o 3, se podrá determinar para una distancia de 660 pies del edificio mas próximo.
840.22 – Clases de locación a- Clase 1: Cuando en cualquier tramo de 1 milla hay 10 edificios o menos para habitación humana. Típicamente son regiones desérticas, montañosas o de cultivos. Ing. Miguel Méndez
1- Clase 1 división 1: Clase de locación 1 donde el factor de diseño de la tubería es mayor a 0,72, pero menor o igual a 0,80, y ha sido ensayada hidrostáticamente a 1,25 veces la presión máxima de operación. 2- Clase 1 división 2: Clase de locación 1 donde el factor de diseño de la tubería es menor o igual a 0,72 y ha sido ensayada a 1,1 veces la máxima presión de operación. b- Clase 2: Cuando en cualquier tramo de 1 milla hay más de 10 edificios pero menos de 46, para habitación humana (típicamente zonas de granjas, suburbios de ciudades, etc.) c- Clase 3: Cuando en cualquier tramo de 1 milla hay 46 edificios o más para habitación humana, excepto que la clase 4 prevalezca. Son típicamente ubicaciones populosas que no cumplen los requerimientos de la clase 4. d- Clase 4: Incluye fundamentalmente áreas donde prevalecen los complejos edilicios, donde existe trafico intenso numerosas instalaciones subterráneas. Complejos edilicios comprenden edificios de mas de 4 pisos incluyendo planta baja.
804.3 – Consideraciones para las clases 1 y 2 Las líneas cercanas a escuelas, hospitales, iglesias o áreas recreacionales deben cumplir con la clase 3. Al momento de seleccionar la clase se deberán tener en cuenta la posibilidad de futuros desarrollos del área.
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841.11 – Formulas de diseño para tubos de acero a-
Nomenclatura: t: Espesor de pared nominal. P: Presión de diseño. S: SMYS D: Diámetro nominal exterior. E: Factor de junta longitudinal. T: Factor de temperatura. F: Factor de diseño (en base a tolerancias de fabricación de tubo) b- El factor de diseño para las locaciones clase 1 división 1, está basado en la experiencia operacional de la línea en niveles de operación que exceden los que previamente establece este Código. Ing. Miguel Méndez
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c- Control de fractura Se deberá especificar un criterio de tenacidad a la fractura para control de la propagación de fracturas cuando las tuberías están diseñadas para operar con tensiones circunferenciales entre 40% y 80% de la SMYS en NPS 16 y mayores o entre el 72% y el 80% para menores de NPS 16.
1- Control de fractura frágil Para asegurar que la tubería tiene adecuada tenacidad se deben realizar ensayos de tenacidad tal como se establece en SR 5 o SR 6 de API 5L o alternativas equivalentes. Para temperaturas de operación por debajo de 50 ºF, las temperaturas de ensayo deben ser tomadas como las mas bajas a presentarse en el ensayo hidrostático o en la operación. La superficie de corte promedio en la cara de fractura en el ensayo de Charpy, será al menos del 60% en cada colada y el promedio de todas las coladas no será inferior al 80%.
2- Arresto de la fractura dúctil La tubería deberá ser ensayadas con los requerimientos de SR 5 de API 5L. Ing. Miguel Méndez
El promedio de todas las coladas de energía absorbida en el ensayo de Charpy, no será menor que los calculados bajo alguna de las siguientes ecuaciones:
σ
Donde: CVN: Energía absorbida en el ensayo de Charpy (Ft-Lb) R: Radio de la tubería (in) t: Espesor de pared (in) : Tensión circunferencial (Ksi)
σ
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Se debe tener en cuenta que las ecuaciones anteriores han sido desarrolladas para tuberías que transportan básicamente metano puro. Cuando el gas transportado tenga componentes de hidrocarburos mas pesados, se debe tener en cuenta la formación de dos fases frente a una descompresión abrupta por lo que los valores de energía de impacto absorbida necesario para contrarrestar la propagación de una fractura pueden ser mayores. Lo mismo aplica para las tuberías fabricadas con materiales templados y revenidos.
3- Arrestadores de fisuras mecánicos Consistentes en monturas, tubos de grueso espesor etc., han demostrado ser efectivos arrestadores de propagación de fracturas dúctiles. Estos arrestadores deberían ser instalados separadamente a lo largo de la línea.
841.111 – Limites a la presión de diseño P La presión de diseño obtenida en la formula de calculo, debe ser reducida conforme a: a- Las tuberías soldadas a tope en horno, no excederán lo establecido en la formula de calculo o el 60% de la presión de prueba de fabrica, el menor de ambos. Ing. Miguel Méndez
b- Para todos los otros tubos, P no excederá el 85% de la presión de prueba en fabrica.
841.112 – Limitaciones en la SMYS a- Si la tubería no es nueva comprado según una especificación aprobada y listada, el valor de S podrá ser establecido de la siguiente manera: 1- S para tubo nuevo calificado según párrafos 811.221 y 811.222 2- S para tubo reutilizado según párrafo 817.1 3- S para tubo de especificación desconocida. Párrafo 817.13 (h). b- Para tuberías que adquieren su resistencia a la fluencia por trabajado en frío y luego tratados térmicamente a 600ºC o mayor, deberá ser del 75% de los valores indicados en los párrafos anteriores. c- En ningún caso se utilizará el valor actual del tubo si este se encuentra por encima de los valores especificados por el Código.
841.114 – Factor de diseño y clases de locación Se deberá utilizar el factor F para la clase designada según la tabla 841.114 A. Todas las excepciones al diseño básico son dadas en la tabla 841.114 B Ing. Miguel Méndez
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841.13 – Protección de las líneas de conducción a- Cuando las líneas deban ser instalados en zonas sujetas a peligros naturales, se deberá tomar en consideración precauciones razonables para la protección de la integridad del sistema. Podrán ser consideradas distintas alternativas tales como aumento de los espesores de pared, construcción de protecciones, adición de anclajes, etc. b- Cuando las líneas cruzan zonas que normalmente se encuentran bajo agua, deberá considerarse el uso de dispositivos tales como lastres o anclajes para evitar su flotación. c- Los cruces submarinos tienen particular tendencia a producir el desenterrado de la línea a consecuencia de las mareas, corrientes, etc., de manera que las líneas se deben ubicar sobre los fondos mas estables. d- Cuando las líneas estén expuestas como por ejemplo en el caso de instalaciones sobre puentes, se deberá considerar la necesidad de protegerla del tráfico vehicular.
841.141 – Requerimiento de tapada para líneas de distribución Las líneas enterradas no podrán estar a una profundidad menor de 24”. Cuando este requerimiento no pueda ser cumplido, o cuando las cargas externas puedan ser Ing. Miguel Méndez
excesivas, la línea deberá ser protegida por medio de encamisados u otros dispositivos adecuados. Se deberá prever protecciones adicionales en el caso de áreas sujetas a erosión, en cruces con autopistas, vías férreas, etc.
841.142 – Requerimientos de tapada para líneas de conducción Tuberías on shore enterradas deben cumplir con una tapada mínima dado por lo siguiente:
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841.143 – Separación entre líneas y otras estructuras Cuando sea posible debe existir al menos 6” de separación entre línea enterradas o entre líneas y estructuras enterradas no vinculadas al sistema. Cuando esto no pueda ser cumplido, se deberán encamisar la tubería o aislarla. Cuando sea posible debe existir al menos 2” de separación entre línea de distribución enterradas o entre líneas de distribución y estructuras enterradas no vinculadas al sistema. Cuando esto no pueda ser cumplido, se deberán encamisar la tubería o aislarla.
841.144 – Requerimientos de encamisado Los encamisados deben ser diseñados de manera de soportar las cargas impuestas. Cuando exista posibilidad de acceso de agua al encamisado el mismo debe ser sellado. Si el encamisado es del tipo sellado y es capaz de soportar la máxima presión de operación del tubo conductor, entonces será diseñado para esta presión con un factor de diseño F de 0,72. El uso de venteos en los encamisados no es mandatorio. Ing. Miguel Méndez
841.145 – Protección adicional de tubería enterrada Para los cruces de rutas y vías férreas, se deberá utilizar los factores de diseño F establecidos en la tabla 841.114B. Se podrá adoptar como guía la API RP 1102 o GRI report Nº 91/0284, o similares. Se podrán utilizar algunas técnicas de protección para daños ocasionados por terceras partes tales como: -Marcadores de la línea en superficie o barreras físicas tales como barreras de concreto o acero sobre la tubería, losas de concreto ubicadas verticalmente a los lados de la tubería, revestimiento de la tubería con concreto, mayor profundidad de tapada que la requerida, encamisado de la tubería. -Mayores espesores de pared que los requeridos. -Cuando sea posible la ubicación de la línea será paralela o perpendicular a la ruta. En adición a las protecciones adicionales, las mismas se complementaran con programas efectivos de educación, patrullaje, control de líneas y comunicación. Ing. Miguel Méndez
841.2 – Instalación de líneas de conducción y distribución Toda construcción realizada bajo los requerimientos de este Código, será efectuada con especificaciones de construcción. Estas especificaciones constructivas deben abarcar todas las fases del trabajo y deben estar suficientemente detalladas para cubrir los requerimientos del Código. 841.221 – La Compañía Operadora debe proveer una inspección adecuada. Los Inspectores deben estar calificados por experiencia y entrenamiento. El Inspector tendrá la autoridad para ordenar reparaciones o la remoción y reemplazo de cualquier componente que no cumpliera con los requerimientos del Código. 841.222 – Las inspecciones sobre tuberías e instalaciones en sistemas que operan con tensiones circunferenciales del 20% o mas de la SMYS, debe ser adecuada para cumplir con las siguientes inspecciones, con la frecuencia necesaria para garantizar la calidad de los trabajos. a- Inspección de la superficie del tubo previo a su revestimiento. b- Inspección de la superficie de los recubrimientos. Ing. Miguel Méndez
c- Verificación de las juntas antes de soldar. d- Inspección visual de la pasada de raíz. e- Inspección de la soldadura terminada previo a su revestimiento. f- Inspección del fondo de la trinchera previo a la bajada de la tubería. g- Inspeccionar la ubicación de la tubería dentro de la trinchera. h- Inspeccionar reparaciones, reemplazos o cambios indicados antes de la tapada. i- Realizar los ensayos e inspecciones requeridos tales como ensayos no destructivos y eléctricos de los recubrimientos. j- Inspeccionar el material de relleno y el procedimiento de relleno de respaldo.
841.23 – Curvas en líneas de conducción y distribución Los cambios de dirección podrán realizarse con el uso de curvas, curvas mitradas o codos según las siguientes limitaciones: Ing. Miguel Méndez
841.231 a- Una curva debe estar libre de pandeos, fisuras o cualquier daño mecánico. b- La máxima curvatura en frío para operaciones de terreno esta dado en la tabla a continuación. Cualquiera de las dos condiciones son aceptables.
c- Un curvado en terreno en frío podrá ser realizado con un radio mínimo menor que el indicado, previendo que la curva cumple con todos los demás requerimientos de esta sección y que el espesor de pared luego de plegado no es menor que el requerido. Esto debe ser demostrado a través de ensayos. d- Para tubos menores que NPS 12, los requerimientos del punto “a” deben ser cumplidos, y que el espesor de pared luego de plegado no es menor que el requerido. Esto debe ser demostrado a través de ensayos. Ing. Miguel Méndez
e- Excepto para líneas off shore, cuando una soldadura quede incluida en una curva, la misma debe ser radiografiada luego del curvado. f- Curvas sobre materiales trabajados en frío o templados y revenidos, deben ser diseñadas para menores niveles de tensión (841.112B). g- Curvas con arrugas, solo serán permitidos en sistemas que operan con tensiones circunferenciales menores del 30% de la SMYS. Cuando esto se presenta sobre tubos con costura, la costura longitudinal debe ser ubicada lo mas cerca posible del eje neutro de la curva. No serán permitidas arrugas retorcidas. La distancia entre picos de arrugas no debe exceder el diámetro de la tubería.
841.232 – Curvas mitradas Están permitidas con las siguientes limitaciones: a- En sistemas que operan con tensiones circunferenciales del 40% o más de la SMYS no están permitidas. b- En sistemas que operan con tensiones circunferenciales entre el 10% y menor del 40% de la SMYS el ángulo de deflexión por gajo no será mayor de 12,5º. Ing. Miguel Méndez
c- En sistemas que operan con tensiones circunferenciales menores del 10% o de la SMYS el ángulo de deflexión de cada gajo no superará los 90º. d- En sistemas que operan con tensiones circunferenciales del 10% o mayores de la SMYS la separación entre curvas medidos en la zona central de curvatura no será menor que un diámetro de tubería. e- Deben presentar alineación adecuada y penetración completa.
821.24 – Requerimientos superficiales de tubería aplicables a líneas de conducción y de distribución que operan con tensiones circunferenciales de 20% o más de la SMYS Las muescas, indentaciones y entallas, han demostrado ser causantes de fallas en tuberías por lo que este tipo de daño debe ser prevenido, reparado o eliminado. La inspección de terreno debe minimizar la aparición de este tipo de daño. Deben realizarse por delante de las operaciones de revestimiento y durante las operaciones de bajada y tapada. Daños sobre el revestimiento deben ser cuidadosamente examinadas para determinar que el tubo no ha sido dañado previo a la reparación del revestimiento. Ing. Miguel Méndez
841.242 – Reparación en terreno de muescas y ranuras Las muescas y ranuras graves deben ser removidas. Esto se podrá efectuar mediante amolado y llevadas a un contorno suave, teniendo en cuenta que el espesor de pared final no podrá ser menor que el requerido. Cuando esto no pueda ser cumplido, la parte dañada del tubo será cortada como niple y reemplazada por otro en buenas condiciones.
841.243 – Abolladuras a- A diferencia de las muescas y ranuras, las abolladuras no afectan el espesor de pared sino que producen perturbación en el diámetro y forma del tubo. b- Abolladuras, con presencia de concentradores de tensión, deben ser removidos por el corte de un niple. c- Estas deformaciones de curvatura ubicadas sobre costuras soldadas deben ser removidas y reemplazadas por un niple. Toda abolladura que exceda los 6 mm de profundidad en tubos NPS 12 y menores o el 2% del diámetro nominal en dimensiones mayores, y que operan con tensiones circunferenciales de más del 40% de la SMYS, deben ser eliminados. Colocar parches o conformar la abolladura no esta permitido. Ing. Miguel Méndez
841.244 – Entallas a- Entallas en la superficie de los tubos pueden ser causados por daños mecánicos ocurridos durante el transporte, manipuleo y montaje. Cuando estas sean las causas de la aparición de entallas, las mismas serán tratadas como las muescas y ranuras. b- Otras entallas que no se relacionan con entallas mecánicas, son las referidas como entallas metalúrgicas, por ejemplo los denominados cebados de arco. Debido a que su comportamiento puede ser mas severo que las entallas mecánicas, este tipo de entalla debe ser removido en toda línea que opera con tensiones circunferenciales del 20% o más de la SMYS. Los cebados de arco podrán ser removidos por amolado, siempre que el espesor final sea mayor que el requerido. Todo otra entalla metalúrgica debe ser eliminada cortando la zona dañada como niple y reemplazándola. Parches insertos están prohibidos.
841.252 – Instalación en trinchera Para líneas que opera con tensiones circunferenciales del 20% o más de la SMYS es importante que las cargas externas impuestas sean minimizadas. No se deberá forzar la línea para ubicarla en la trinchera y mantenerla en posición mientras se rellena la zanja. Ing. Miguel Méndez
Cuando se han soldado grandes extensiones de tubería, la bajada debe ser realizada cuidadosamente de manera de provocar pandeos y deformaciones sobre la línea.
841.253 – Relleno de respaldo Debe ser efectuado de manera de otorgar bajo la línea una firme soportación. Se debe evitar realizar la cama de respaldo con material que posea grandes rocas para no provocar eventuales daños de revestimiento.
841.27 – Precauciones contra explosiones Las operaciones de soldadura y corte con arco y gas, pueden ser efectuadas en forma segura sobre líneas de conducción, previendo que las tuberías se encuentren totalmente cargadas con gas o con aire libre de sustancias combustibles. Cuando la tubería se mantenga cargada completamente con gas durante estas operaciones, se recomienda: -Mantener un ligero flujo de gas en la zona donde se están realizando estas tareas. -Control de la presión del gas.
Ing. Miguel Méndez
-Luego de realizadas las tareas, cerrar todas las aberturas. -No permitir dos aberturas abiertas al mismo tiempo. En situaciones que se requiera soldar o cortar en líneas con aire conectadas a fuentes de gas, se deberán tomar las siguientes precauciones: -Purgar la inhalación con gas inerte o suministrar un flujo continuo de aire de manera que se evite la formación de mezcla explosiva. -Comprobación de la atmósfera en la vecindad de los trabajos. -Verificación que las válvulas que aíslan la zona de trabajo de la fuente de gas no fugan.
841.3 – Ensayos Ensayos después después de la la construcción construcción Todo el sistema de tuberías debe ser ensayado luego de su construcción, con excepción de los componentes fabricados preensayados y las interconexiones preensayadas. Las interconexiones soldadas que no han sido ensayadas a presión luego de la fabricación deben ser totalmente inspeccionadas por radiografía u otro método no destructivo aceptable.
Ing. Miguel Méndez
Las interconexiones no soldadas que no han sido ensayadas a presión luego de la fabricación deben ser ensayadas a la estanqueidad, a la presión disponible al momento de su puesta en servicio.
841.32 – Ensayos de resistencia para líneas de conducción y distribución distribución que operan operan con tensiones circunferenciales del 30% o más de la SMYS Serán someti sometidos dos a un ensayo ensayo de de resistencia resistencia por al al menos 2 hs previo entrar entrar en en operación. operación.
841. 84 1.32 3222 – Loca Locaci cion ones es Cla Clase se 1 – 4 a- Deben ser ensayadas hidrostáticamente a 1,25 veces la presión de diseño si la máxima presión de operación produce una tensión circunferencial mayor al 72% de la SMYS. (Para Clase 1 Div. 1) b- Líneas ubicadas en locaciones Clase 1 División 2 deben deben ser ensayadas ensayadas tanto con aire o gas a 1,1 veces la MOP o hidrostáticamente a 1,1 veces la MOP si la MOP produce una tensión circunferencial del 72% de la SMYS o menos. c- Líneas ubicadas en en locaciones Clase 2 deben ser ensayadas tanto reumáticamente como hidrostáticamente a una presión de 1,25 veces la MOP. d- Líneas en locación 3 y 4 serán hidrostáticamente hidrostáticamente ensayadas a no menos de 1,4 veces la MOP. esta condición no aplica si al momento del ensayo se verifica: Ing. Miguel Méndez
1- La temperatur temperatura a del suelo a la profundidad profundidad de tapada tapada de la tubería tubería se encuentra a menos de 32 ºF o la misma puede caer a esta temperatura durante el desarrollo del ensayo. 2- No hay disponible disponible agua de calidad adecuada adecuada en cantidades cantidades necesarias. necesarias. En estos casos se efectuará prueba neumática a 1,1 veces la MOP. Las limitaciones de presión de la tabla 841.322(f) no aplican. Adicionalmente e independientemente de lo establecido en párrafo anterior, el ensayo neumático neumático podrá podrá ser usado en líneas líneas en Locaciones Locaciones Clase 3 y 4, si se cumplen con todas las condiciones siguientes: -La máxima tensión circunferencial desarrollada durante la prueba de presión es menor al 50% de la SMYS SMYS en Locacione Locacioness Clase 3 y del 40% de la la SMYS en Clase 4. -La máxima presión a la cual operará la línea no excede el 80% de la máxima presión de prueba usada. -La tubería involucrada es nueva y posee un factor de junta longitudinal de 1.00.
Registros La Compañía Operadora mantendrá mantendrá registros de todas las líneas de conducción y distribución que muestren los procedimientos y los datos desarrollados para establecer la MAOP. Ing. Miguel Méndez
841.32 – Ensayos de resistencia para líneas de conducción y distribución que operan con tensiones circunferenciales menores al 30% SMYS y mayores a 100Psi Tuberías que operan en Locaciones Clase 1 serán ensayados a la estanqueidad tal como se establece a continuación. En Clase 2, 3 y 4, serán ensayados tal como se establece en la tabla 841.322 (f), con la excepción que tanto gas o aire puede ser usado como medio de ensayo dentro de los limites máximos establecidos en la tabla 841.33.
Ing. Miguel Méndez
841.34 – Ensayos de estanqueidad para líneas de conducción y distribución que operan a 100 Psi o más Cada línea debe ser ensayada a la estanqueidad luego de la construcción y antes de ser puesta en operación para demostrar que no fuga. El procedimiento utilizado debe ser capaz de discriminar todas las fugas presentes en la sección ensayada y debe ser seleccionado de acuerdo a los volúmenes en juego y a la ubicación de la sección a ensayar. En todos los casos cuando la línea presente tensiones circunferenciales del 20% o mas de la SMYS durante la prueba de resistencia, y el medio de ensayo es gas o aire, la prueba de estanqueidad debe ser realizada a una presión que va entre 100 Psi y la requerida para desarrollar tensiones circunferenciales del 20% de la SMYS, o la línea será recorrida mientras la tensión circunferencial sea mantenida al 20% de la SMYS.
841.34 – Ensayos de estanqueidad para líneas de conducción y distribución que operan a menos de 100 Psi Puede ser usado gas como medio de ensayo a la máxima presión disponible en el sistema de distribución. Se podrá usar el método de burbuja de jabón. La presión disponible puede ser baja para mostrar fugas en líneas con revestimientos. En estos casos la presión de prueba será de 100 Psi Ing. Miguel Méndez
Ing. Miguel Méndez
842.3 – Diseño de tuberías plásticas Es intención del Código limitar el uso de tuberías plásticas a líneas de distribución y de servicio que operan a 100 Psi o menos.
842.31 – Formulas de diseño Serán determinados por la siguiente fórmula: P
=
2 S
t
( D
−
)
t
x 0,32
Donde: D: Diámetro exterior especificado (in) t: Espesor de pared especificado (in) P: Presión de diseño (Psi) S: Resistencia hidrostática de largo termino determinada por la especificación a 73 ºF 100 ºF, 120 ºF o 140 ºF para termoplásticos. Para plástico reforzado usar 11.000 Psi Ing. Miguel Méndez
842.32 – Limitaciones de diseño para termoplásticos a- La presión de diseño no excederá los 100 Psi. b- No serán usados cuando la temperatura de operación sea: 1- Por debajo de –20 ºF 2- Por encima de la temperatura que ha sido tomada como resistencia de largo termino y en ningún caso por encima de 140 ºF. c- El valor de t para tubo no será menor que el determinado por la tabla 842.32 (c). d- El valor de t para tubing no será menor de 0,062 in.
842.33 – Limitaciones de diseño para plásticos reforzados a- El valor de P para líneas de distribución y servicio en Locación de todas las Clases y para otras aplicaciones en Clases 3 y 4 no excederá los 100 Psi. b- No serán usados para temperaturas de operación por debajo de –20 ºF ni encima de 150 ºF. c- El valor de t no será menor que el indicado en la tabla 842.33 (c) Ing. Miguel Méndez
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842.39 – Uniones en tubos plásticos Podrán ser unidos por métodos de solvente soluble, adhesivos, fusión, cuplas de compresión y bridas. El método usado debe ser compatible con los materiales a usar. Las recomendaciones de los fabricantes deben ser consideradas al momento de seleccionar el método de unión.
842.392 – Requerimiento de las juntas a- Tubos y tubing no serán roscados. b- Uniones con cementos, adhesivos y por fusión deberán ser efectuadas por medio de procedimientos establecidos y probados por ensayos de estanqueidad, y con juntas de resistencia igual o superior a la del tubo o tubing. c- Serán realizadas por personal calificado por entrenamiento y experiencia. d- Uniones con cementos y por fusión solo se efectuaran para unir materiales iguales. e- Serán usadas uniones por fusión o juntas mecánicas, cuando se unan elementos de polietileno. f- Las bridas o uniones especiales serán usadas si son apropiadamente calificadas. Ing. Miguel Méndez
842.4 – Instalación de tubería plástica - Las tuberías plásticas serán cuidadosamente inspeccionadas por cortes, rayas, marcas y cualquier imperfección antes de su uso y en caso de encontrarse daños descartada. -Cada instalación será inspeccionada en terreno en busca de daños. -Las juntas serán inspeccionadas visualmente y en caso de encontrarse o sospecharse alguna defectuosa, la misma será reparada o reemplazada. -Se debe tener en cuenta el no producir marcas sobre el tubo. En caso deformaciones o pandeos, se deberá reemplazar. -Se deberá proteger al material plástico de la presencia de fuegos, calor excesivo y químicos que pudieran afectar al material. -Durante el almacenamiento los tubos deberán ser adecuadamente soportados y protegidos de la exposición a la radiación solar.
842.43 – Instalación a-Tuberías plásticas podrán ubicarse en superficie si se cumple con estar encamisada en tubería metálica que está protegida contra daños externos, corrosión, etc. Ing. Miguel Méndez
b- Tubería plástica no será ubicada en cámaras a menos que se encuentre encamisada por tubería metálica estanca al gas y accesorios metálicos que tengan adecuada protección a la corrosión. c- Serán instaladas de manera tal de minimizar las cargas de corte o tractivas generadas por la contracción, contracción térmica o cargas externas.
842.431 – Líneas enterradas a- Tubos termoplásticos serán enterrados cuando tengan un espesor de pared mínimo de 0.090 in en todas las medidas, con excepción que en medidas de tubo NPS ½” y tubing de ¾” y menores, deberán tener un espesor mínimo de 0,062”. b- Deberán instalarse sobre suelo bien compactado. No deberá soportarse sobre bloques. c- Deberá instalarse lo suficientemente flojo para compensar posibles contracciones. d- Durante la bajada de tramos de tubería largos se deberá cuidar de las cargas impuestas excesivas durante estas operaciones. e- El respaldo de asiento debe ser firme y no poseer materiales que pudieran dañarla. f- Se debe proveer un método de detección de línea para su posterior ubicación. Ing. Miguel Méndez
842.5 – Ensayo de tuberías plásticas luego de la fabricación Todas los sistemas de tuberías plásticas serán ensayadas a presión antes de su operación para probar su resistencia y estanqueidad.
842.52 – Requerimientos de ensayo a- El procedimiento de ensayo usado debe ser capaz de todas las fugas presentes en la sección bajo ensayo. b- Los termoplásticos no serán ensayados a temperatura de material por encima de 140 ºF y los plásticos reforzados por encima de 150 ºF. La duración del ensayo para los termoplásticos a 100 ºF o más, no excederá de las 96 hs. c- Se debe dar tiempo para el asiento de las uniones previo al comienzo de la prueba. d- Líneas de conducción y distribución plásticas serán ensayadas a una presión no menor de 1,5 veces la MOP o 50 Psig, la que sea mayor, con las siguientes excepciones: 1- La presión de prueba para plásticos reforzados no debe exceder 3 veces la presión de diseño del tubo. 2- Para termoplásticos, no exceda mas de 3 veces la presión de diseño del tubo hasta temperaturas de 100 ºF y 2 veces para temperaturas superiores. Ing. Miguel Méndez
845 – Control y limitación de la presión Toda línea de conducción, de distribución, sistemas de distribución, estaciones compresoras, sistemas de almacenaje de gas, equipos especiales, etc., si están conectados a un compresor o a un suministro de gas en donde la falla en el control de la presión podría resultar en la presencia de presiones que excediera la MAOP de la instalación, deben estar equipados con adecuados dispositivos de alivio o limitación de la presión.
845.212 – Elementos de control Elementos adecuados para controlar o limitar la presión incluyen: a- Válvulas de alivio que cumplan con los requerimientos del ASME BPVC Se. VIII. b- Reguladores de presión usados como válvulas de alivio (ante fallas de control de presión permanece abierto) c- Discos de ruptura que cumplan con los requerimientos del ASME BPVC Se. VIII.
845.213 – MAOP en líneas de conducción y distribución Por definición es la máxima presión de operación a la cual el sistema puede operar de acuerdo a los requerimientos de este Código. Ing. Miguel Méndez
La MAOP no debe exceder el menor valor entre: a- La presión de diseño del elemento mas débil del sistema. Si todos los componentes poseen un rating adecuado, la MAOP será de presión de diseño. b- La presión obtenida dividiendo la presión de prueba a la que se sometió la línea luego de su fabricación por el factor apropiado para la Clase de Locación:
c- La máxima presión de operación segura a la cual el sistema puede operar, basado en su historia de operación y mantenimiento. Ing. Miguel Méndez
845.214 – Calificación para establecer la MAOP a- Para líneas que operan a 100 psi o más, este párrafo aplica a líneas existentes de gas natural o líneas convertidas para su uso a gas natural, en las cuales uno o más factores de la ecuación de calculo no son conocidos. La MAOP debe ser determinada por ensayo hidrostático de la línea. 1- La MAOP estará limitada a la presión obtenida dividiendo la presión de prueba a la que se sometió la línea por el factor apropiado para la Clase de Locación:
Ing. Miguel Méndez
2- La presión de ensayo a ser usada en el calculo de la MAOP, será la máxima presión de ensayo en el punto mas elevado de la sección mas débil bajo ensayo, y que no debe ser mayor que la presión que produzca una tensión igual a la de fluencia como se determina por ensayo. Solamente el primer ensayo que lleva a fluencia puede ser usado para determinar la MAOP. 3- Los registros de ensayos hidrostáticos y reparaciones de línea deben ser mantenidos tanto tiempo como la instalación involucrada permanezca en servicio. 4- Se debe determinar que todas válvulas, bridas y otros componentes poseen el rating adecuado. 5- Se deberá tener precaución al seleccionar la presión de prueba, debido a que la misma no se encuentra limitada mas allá de lo expresado en el punto 2. b- Para líneas que operan a menos de 100 psi, este párrafo aplica a líneas existentes de gas natural o líneas convertidas para su uso a gas natural, en las cuales uno o más factores de la ecuación de calculo no son conocidos. La MAOP debe ser determinada por ensayo hidrostático de la línea. 1- La MAOP estará limitada a la presión obtenida dividiendo la presión de prueba a la que se sometió la línea por el factor apropiado para la Clase de Locación: Ing. Miguel Méndez
2- La presión de ensayo a ser usada en el calculo de la MAOP, será la máxima presión de ensayo en el punto mas elevado de la sección mas débil bajo ensayo, y que no debe ser mayor que la presión que produzca una tensión igual a la de fluencia como se determina por ensayo. Solamente el primer ensayo que lleva a fluencia puede ser usado para determinar la MAOP. 3- Los registros de ensayos hidrostáticos y reparaciones de línea deben ser mantenidos tanto tiempo como la instalación involucrada permanezca en servicio. 4- Se debe determinar que todas válvulas, bridas y otros componentes poseen el rating adecuado. 5- Se deberá tener precaución al seleccionar la presión de prueba, debido a que la misma no se encuentra limitada mas allá de lo expresado en el punto 2. Ing. Miguel Méndez
845.223 – MAOP para sistemas de distribución de alta presión No deberá exceder: a- La presión de diseño del elemento mas débil del sistema. b- 60 psig, si el sistema no está equipado con elementos limitadores de presión. c- El limite de presión que soportan las uniones sin fallar. d- 2 psig en sistemas equipados con reguladores que no cumplen las condiciones de regulador de servicio. e- La máxima presión de operación segura establecida por historia de operación y mantenimiento.
845.233 – MAOP para sistemas de distribución de baja presión No deberá exceder: a- La presión que cause una operación insegura de cualquier artefacto de llama conectado al sistema. b- 2 Psig.
Ing. Miguel Méndez
845.6 – Uprating Esté párrafo establece los requerimientos mínimos para realizar el uprating de líneas de conducción y distribución a mayores MAOP. a- Debe ser preparado un plan para realizar esta tarea que debe incluir un procedimiento escrito que asegure que todos los requerimientos de esta sección sean cumplidos. b- Antes de incrementar la MAOP de un sector que ha operado a una presión menor se debe realizar las siguientes medidas investigativas y correctivas: 1- Se debe revisar si el diseño, la instalación, métodos y fechas de ensayo, Clases de Locación y materiales son adecuados para la nueva presión. 2- Se debe determinar el estado de la línea mediante inspecciones y ensayos. 3- Las reparaciones, reemplazos o alteraciones necesarios serán efectuados previo a la realización del uprating. c- Un nuevo ensayo de presión deberá ser considerado si no hay evidencia satisfactoria de que garantice la operación segura a la MAOP propuesta. d- Cuando el uprating sea permitido, el incremento de presión deberá ser realizado en incrementos con inspecciones de estanquidad entre cada uno. El numero de incrementos a realizar será determinado por la Compañía, y deberá ser suficiente para detectar fugas presentes. Ing. Miguel Méndez
Si se detectaran fugas, las mismas serán reparadas antes de posteriores aumentos de presión. Un ensayo final de estanqueidad debe ser efectuado a la MAOP. e- Los registros de los uprating, así como también registros de las investigaciones y medidas correctivas realizadas y los ensayos de presión serán mantenidos el tiempo que este en servicio el sistema.
845.62 – Uprating para líneas de conducción y distribución de acero que operan con tensiones circunferenciales mayores al 30% de la SMYS La MAOP puede ser incrementada si se cumple con el párrafo anterior y con alguna de las siguientes condiciones: a- Si la integridad de la línea es adecuada, cumple con los requerimientos generales del Código, y ha sido ensayada a una presión igual o mayor que la que requiere este Código para una línea nueva para la MAOP propuesta, la línea podrá ser operada a la nueva MAOP. b- Si la integridad de la línea no ha sido adecuadamente establecida, y no ha sido ensayada a una presión igual o mayor que la que requiere este Código para una línea nueva para la MAOP propuesta, la línea podrá ser operada a la nueva MAOP si es ensayada como línea nueva en las mismas condiciones. Ing. Miguel Méndez
c- Si la condición de la línea (según párrafo anterior punto “c”) verifica su capacidad de operación a una presión mayor, se podrá establecer una mayor MAOP de acuerdo a 845.213, usando como presión de prueba a la mayor presión que la línea ha estado sometida tanto en ensayo de resistencia como de operación actual. d- Si fuera necesario probar la línea antes del uprating, y no fuera posible detener la operación, se podrá establecer una MAOP mayor para líneas de Locación Clase 1: 1- Realizando los requerimientos de 845.61 “c” 2- Seleccionar una nueva MAOP consistente con el estado de la línea y los requerimientos del Código, previendo que: a- La nueva MAOP no excede del 80% de la permitida para línea nueva que operará en las mismas condiciones. b- La presión se aumenta en incrementos como se establece en párrafos anteriores.
845.62 – Uprating para líneas de conducción y distribución de acero y plásticas que operan con tensiones circunferenciales menores al 30% de la SMYS a- Aplica a las líneas de conducción y distribución de acero donde la MAOP es menor que la requerida para producir tensiones circunferenciales del 30% de la SMYS, y para todos los sistemas de distribución de alta presión plásticos. Ing. Miguel Méndez
b- Antes del incremento de la MAOP, se deben considerar los siguientes factores: 1- Condición de la línea como se establece en 845.61 “c”. 2- Información del fabricante que los componentes plásticos son adecuados para la nueva MAOP. c- Antes de incrementar la presión se deben efectuar los siguientes pasos: 1- Instalar dispositivos adecuados sobre las líneas de servicios para regular y limitar la presión si la nueva MAOP excede los 60 Psig. 2- Reforzar adecuadamente anclajes, curvas, para evitar movimientos. 3- Aumentar la presión en incrementos.
846 – Válvulas 846.1 – Separación requerida entre válvulas 846.11 – Líneas de transmisión a- Se deberán instalar válvulas de bloqueo en líneas de conducción nuevas al momento de su construcción. Para determinar el espaciado entre válvulas la primera consideración estará basada en las ubicaciones que permiten accesibilidad a ellas. Ing. Miguel Méndez
Otros factores a considerar será el tiempo de respuesta de secciones aisladas, continuidad del servicio, flexibilidad de servicio, desarrollo futuro del área y condiciones naturales. b- Independientemente de las consideraciones anteriores, el espaciado entre válvulas de bloqueo no deberá exceder: 1- 20 millas en áreas predominantemente de Clase 1 2- 15 millas en áreas predominantemente de Clase 2 3- 10 millas en áreas predominantemente de Clase 3 4- 5 millas en áreas predominantemente de Clase 4 Estas distancias podrán ser variadas ligeramente cuando sea en beneficio de una mayor accesibilidad a la válvula ya que está es la primer consideración.
846.12 – Válvulas en líneas de distribución, tanto para operación como para emergencias, estarán espaciadas de la siguiente manera: a- Para sistemas de distribución de alta presión, serán instaladas en lugares accesibles para minimizar los tiempos de bloqueo de la sección en caso de emergencia. Para determinar el espaciamiento entre las válvulas, se deberá tener en consideración, los diámetros, condiciones de operación, número de usuarios, etc. Ing. Miguel Méndez
b- Para los sistemas de distribución de baja presión, podrán usarse válvulas de bloqueo pero no es un requerimiento.
849 – Líneas de servicio 849.1 – General 849.11 – Instalación a- Serán instaladas a una profundidad que permita su protección de cargas externas. Se requerirá un mínimo de 12” de tapada en propiedades privadas y de 18” en calles. En caso de no poder cumplirse con estos requerimientos se debe considerar la protección de la línea o sector involucrado. b- Las líneas de servicio deberán estar bien soportadas en todos los puntos, sobre piso bien consolidado y asentado. Se debe evitar la presencia de rocas y residuos de material de construcción para evitar daños a la línea.
849.13 – Ubicación de válvulas a- Toda línea de servicio debe estar equipadas con válvulas de servicio accesible desde el exterior. b- Estarán ubicadas aguas arriba del medidor si no hubiera regulador y aguas arriba del regulador si existiera. Ing. Miguel Méndez
c- Toda línea de servicio que opere a una presión mayor a 10 Psi y líneas de servicio NPS 2 y mayores, deben estar equipadas con válvula de servicio ubicada en exterior del edificio, excepto en lugares donde se congreguen un numero de personas importante, donde será requerido en todos los casos.
849.14 – Conexión de la línea de servicio a la de distribución Es recomendable que la línea de servicio se conecte a la de distribución por su parte superior o lateralmente. La conexión por la parte superior es recomendable debido a que se minimiza la posibilidad de transferir suciedad y condensados a la línea de servicio.
849.15 – Ensayo de las líneas de servicio Toda línea de servicio debe ser ensayada luego de su instalación y antes de ser puesta en servicio para demostrar su estanqueidad.
849.152 – Requerimientos a- Líneas de servicio que operan a una presión menor de 1 psig, que no posean revestimiento de protección que pueda obturar temporalmente una fuga, estará Ing. Miguel Méndez
sometida a un ensayo de estanqueidad con gas o aire a una presión de 10 psig, por no menos de 5 minutos. b- Líneas de servicio que operan a una presión menor de 1 psig, que posean revestimiento de protección que pueda obturar temporalmente una fuga y todas las líneas que operan a 1 psig o más, deben ser sometidos a un ensayo de estanquidad con gas o aire a una presión que será el mayor valor entre la MOP o 90 psig por al menos 5 minutos. Líneas de servicio en acero que operan con tensiones circunferenciales del 20% o más de la SMYS, serán ensayadas con los mismos requerimientos de las líneas de distribución c- Los requerimientos “a” y “b”, aplican también para líneas de servicio plásticas, con la excepción que deben ser probadas a 1,5 veces la MOP y las limitaciones de presión de prueba, temperatura y duración establecidos en 842.52 deben ser observados.
849.21 – Líneas de servicio de acero a- Deben conformar los requerimientos aplicables del Capítulo 1. b- deben conformar los requerimientos de diseño de 841.11. Líneas que operan a menos de100 psi deben ser diseñadas para una presión mínima de 100 psi. Ing. Miguel Méndez
c- deben ser instalados de manera tal que las deformaciones sobre la tubería y las cargas externas impuestas sean mínimas. d- Toda línea de servicio en acero enterrada, podrá ser unida por roscado, por accesorios de compresión, soldada por arco o gas con personal y procedimientos calificados.
849.4 – Líneas de servicio plásticas a- Serán utilizadas solo donde las deformaciones o cargas externas sobre la tubería no sean excesivas. b- Deben cumplimentar los requerimientos aplicables del Capitulo I. c- Serán diseñadas de acuerdo al párrafo 842.3 d- Serán unidas según requerimientos de 842.39
849.6 – Conexión de líneas de servicio a líneas de distribución a- Soldando una tee de servicio b- Usando abrazaderas de línea. c- Accesorios de compresión. d- Soldando un servicio directo sobre la línea. Ing. Miguel Méndez
Ejercicios Parte 4 y 5 1- Dada una línea de material API 5L X52 soldado por resistencia, NPS 24 (610 mm), temperatura máxima de operación 200 °F (93 °C), Clase de Locación 2. Presión de diseño 400 psi. Solo se consideran cargas de presión interna. Determine: a- Espesor requerido. b- Espesor nominal. c- Relación porcentual entre tensión tangencial / SMYS. 2- En la línea anterior se desea instalar una derivación de NPS 8”, material API 5L X42 sin costura, espesor 3/16” (4,8 mm). Para las condiciones establecidas: a- Es posible hacer una derivación soldada? b- En caso afirmativo, llevaría refuerzo? 3- Para esta línea indicar los requerimientos de tapada mínima. Indicar requerimientos de tapada para líneas de servicio de baja presión. 4- Para esta línea indicar el radio mínimo de curvatura en frió permitido. Ing. Miguel Méndez
5- En la línea del caso anterior, se permite la presencia de arrugas en las curvas?. En la línea de derivación? 6- Para el caso anterior. Cual es la máxima dimensión permitida de abolladura sobre la línea principal y cual sobre la línea de derivación? 7- Para la línea del ejercicio 1, indique las condiciones de la prueba de presión. 8- Para una línea igual a la derivación del ejercicio 2, en Clase de locación 3, indique las condiciones de la prueba de presión. 9- Para la línea del ejercicio 7, indique la separación mínima entre válvulas de bloqueo Ídem para la línea del ejercicio 8. 10- Indique las condiciones de prueba de las líneas de servicio. Ing. Miguel Méndez
PARTE 6 - Capítulo V - OPERACIÓN, MANTENIMIENTO 850 - PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO El Código se refiere aquí a los procedimientos de operación y mantenimiento que afectan la seguridad de las instalaciones de transporte de gas. Debido a la cantidad de variables que están involucradas el Código no considera posible ni recomendable establecer una serie de procedimientos que sean adecuados para todos los casos desde el punto de vista de la seguridad publica. Para ello el Código establece los requisitos básicos aplicables y cada Compañía Operadora debe desarrollar los procedimientos necesarios aplicables a las tareas de operación y mantenimiento de las instalaciones bajo su responsabilidad, basados en la experiencia y conocimiento de sus instalaciones y condiciones bajo la cual operan. El Código reconoce que las condiciones particulares de cada sistema de tuberías (variación de temperaturas, traza, topografía, etc.) tienen una influencia importante en las tareas de operación y mantenimiento.
Ing. Miguel Méndez
850.2 - Requisitos básicos Cada Compañía Operadora debe: -Tener planes escritos e instructivos para el personal que cubra las tareas de operación y mantenimiento del sistema de tuberías. -Tener planes para el control de corrosión interna y externa de los sistemas nuevos o existentes. -Tener planes de emergencia escritos para implementarlos ante casos de falla del sistema, accidentes u otras emergencias. -Tener un plan de revisión de los cambios de las condiciones que afecten la integridad y seguridad de los sistemas, incluyendo patrullajes periódicos e informes de actividad de construcción y cambios en las condiciones, principalmente en áreas industriales residenciales y comerciales. -Establecer relación con los organismos encargados de emitir permisos de construcción para prevenir accidentes por excavación. -Establecer procedimientos para análisis de fallas y accidentes con el propósito de de determinar las causas y minimizar la recurrencia. Ing. Miguel Méndez
-Mantener los mapas y registros necesarios. -Tener procedimientos de abandono de líneas. -Al establecer los planes y procedimientos, se debe dar especial importancia a aquellos sectores del sistema que impliquen mayor peligro para el publico ante una emergencia. -Operar y mantener los sistemas de tuberías de acuerdo a estos procedimientos. -Actualizar periódicamente estos planes y procedimientos en base a como lo dicte la experiencia y las condiciones de operación.
851 - Mantenimiento de línea 851.2 - Patrullaje Se deben efectuar patrullajes periódicos para observar las condiciones superficiales de la línea y adyacencias, indicios de perdidas, actividad de construcción, etc. El patrullaje debe realizarse al menos anualmente en Locaciones Clase 1 y 2, al menos cada 6 meses en Locación Clase 3 y al menos cada 3 meses en Locación Clase 4. La frecuencia de patrullaje estará influenciada también por condiciones ambientales, de terreno, tamaño de tuberías y presiones de operación. Ing. Miguel Méndez
Los cruces de autopistas y vías férreas deben ser inspeccionados con frecuencia y detalle mayor que la de la línea a campo abierto.
851.21 – Mantenimiento de la traza en cruces de camino y zanjas de drenajes. La Compañía Operadora debe determinar mediante análisis si las condiciones de tapada de la línea en estos puntos se ha reducido de las condiciones de diseño originales. Si se determina que la tapada se ha reducido a valores inaceptables, se deberán tomar medidas de protección adicionales tales como barreras, encamisados, profundización, etc. Si esta situación se produce en campo abierto, la C.O., podrá adicionar tapada, o profundizar la línea.
851.4 – Procedimiento de reparación de líneas de acero que operan con tensiones circunferenciales del 30% o más de la SMYS Cuando no sea posible realizar reparaciones al momento de descubrirse la defectología se deberán tomar medidas inmediatas para realizar reparaciones provisorias. Si la tubería no puede ser sacada de servicio al momento de la reparación se deben tomar medidas para reducir la presión de operación de manera de ofrecer seguridad durante la ejecución de la misma. Ing. Miguel Méndez
Áreas corroídas sin fuga, deben ser reparadas o reemplazadas. Una montura envolvente soldada debe tener una presión de diseño de al menos la MAOP de la línea a reparar. Las envolventes no deben ser menores a 4” de longitud. Si el defecto a reparar no fuga, la soldadura de los filetes circunferenciales será opcional. Si se sueldan los filetes circunferenciales, la unión longitudinal debe ser a tope. Los procedimientos de soldadura de los filetes circunferenciales debe ser adecuado para el material a soldar así como también prevenir la fisuración bajo cordón. No se requiere el uso de bandas de respaldo. Si los filetes circunferenciales no son realizados, la costura longitudinal podrá ser a tope o soldada con una planchuela a filete. Previo a la instalación de la envolvente, se deberá inspeccionar el cuerpo del tubo a reparar en las zonas de soldadura en busca de laminaciones y perdidas de espesores excesivas. Ing. Miguel Méndez
851.41 – Definición de abolladuras y daño mecánico a- Las abolladuras son indentaciones o deformaciones de la tubería que afectan su sección circular causados por fuerzas externas. b- Las abolladuras simples son aquellas que poseen contornos suaves y no poseen en su interior daños mecánicos, entallas, corrosión, cebados de arco o costuras soldadas. c- El daño mecánico es aquel daño superficial causado por fuerzas externas. Esto incluye muescas, raspaduras, perdidas de metal no debidas a corrosión. Las fisuras pueden estar o no presentes en conjunto con el daño mecánico. Las abolladuras pueden o no aparecer en conjunto con el daño mecánico. d- Las abolladuras simples serán consideradas perjudiciales si exceden una profundidad del 6% del diámetro nominal. Serán aceptables abolladuras simples de cualquier profundidad si se verifica que el nivel de tensiones asociados con la deformación no excede el 6% de deformación. En la evaluación de la profundidad aceptable de abolladuras se debe tener en cuenta el pasaje de los equipos de limpieza e inspección internos. e- Todo daño mecánico externo es considerado perjudicial. Ing. Miguel Méndez
f- Toda abolladura conteniendo daño por corrosión será considerada perjudicial si excede del 6% del diámetro nominal de tubería o si el daño por corrosión excede lo calculado según el Apéndice L. g- Abolladuras conteniendo fisuras son perjudiciales. h- Abolladuras que afectan costuras soldadas son perjudiciales si su profundidad excede del 2% del diámetro nominal, excepto aquellas que sean evaluadas y consideradas seguras mediante análisis ingenieril basados en la calidad de la soldadura, exámenes no destructivos y condiciones de operación y arrojan como resultado la presencia de deformaciones debidas a la abolladura que no excede del 4%. i- Abolladuras sobre costuras no dúctiles tales como las realizadas por OFW o susceptibles a la fractura frágil son consideradas perjudiciales.
851.42 – Reparaciones de campo de abolladuras y daños mecánicos. a- Estos defectos clasificados como perjudiciales deben ser removidos o reparados por alguno de los siguientes métodos o la presión reducida. La presión reducida no debe exceder el 80% de presión de operación experimentada por el daño al momento de su detección. No se considera la reducción de presión como una reparación permanente. Ing. Miguel Méndez
b- Si es posible, la línea debe ser retirada del servicio y reemplazada la parte afectada por un niple de igual o mayor resistencia. También se podrá aplicar hot tapping y remover toda la zona con imperfecciones. c- Las reparaciones de abolladuras perjudiciales o daño mecánico puede ser efectuadas como sigue: 1- Abolladuras simples, conteniendo corrosión, conteniendo fisuras por corrosión bajo tensiones, y que afecten a costuras dúctiles, pueden ser reparadas por la colocación de una envolvente tanto con filetes soldados circunferenciales como sin ellos. 2- Daño mecánico externo, así como abolladuras que afecten costuras de características frágiles, serán reparadas por la colocación de una envolvente con filetes soldados circunferenciales. 3- Daño mecánico externo, así como fisuras podrán ser reparadas por amolado o pulido El pulido es permitido hasta un 10% del espesor nominal del tubo sin limitación de longitud. Se podrá amolar mas allá del 10% del espesor nominal de tubería y hasta un máximo del 40% si el metal removido se mantiene acotado a una longitud dada por la ecuación: Ing. Miguel Méndez
Donde: D: Diámetro exterior nominal de la tubería (in). L: Longitud máxima admisible del área amolada (in). a: Áreas de máxima profundidad medida del área amolada (in). t: Espesor nominal del tubo (in). El amolado debe producir una superficie final de contornos suaves. El espesor remanente de pared será verificado por medición ultrasónica. Luego de amolado, la superficie será examinada con métodos no destructivos superficiales, y la superficie inspeccionada mediante el uso de reactivos de ataque químico (persulfato de amonio). Si el mismo, dentro de las limitaciones de profundidad y longitudes no es capaz de remover los defectos, los mismos serán reparados según C.2. Las mismas consideraciones se tendrán para abolladuras con fisuras producidas por tenso corrosión.
Ing. Miguel Méndez
d- Si la abolladura o el daño mecánico será reparado con una envolvente no diseñada para soportar la MAOP de la línea, la abolladura deberá ser rellenada con un relleno incompresible. Si está diseñada para soportar la MAOP, el rellenado de la abolladura es recomendable pero no es requerimiento. e- Reparaciones basados en envolventes no metálicas compuestas, no son aceptables a menos que su uso esté avalado por análisis y evaluaciones ingenieriles confiables. f- Todas las reparaciones contempladas deben pasar la inspección de reparaciones como se establece en los párrafos mas adelante.
851.43 – Reparaciones de terreno de soldaduras con defectos perjudiciales a- Todas las costuras circunferenciales que sean encontradas no aceptables según lo establecido en API 1104, deben ser reparadas como lo establece el párrafo 827, previéndose que la línea sea sacada de servicio. Se podrán efectuar de cualquier manera reparaciones sobre costuras que no presenten fugas con la línea estando en servicio, con las siguientes consideraciones: 1- La presión de línea ha sido disminuida de manera que la tensión circunferencial presente es del 20% o menos de la SMYS. 2- Luego de amolada la zona defectuosa, el espesor remanente de pared es de al menos 1/8”
Ing. Miguel Méndez
b- Cuando no pudiera ser reparada según el párrafo anterior, y tampoco pudiera ser reemplazada la sección defectuosa, se podrá utilizar una camisa envolvente con soldadura de filetes circunferenciales. c- Si se encuentra un defecto de fabricación en una costura soldada por doble arco sumergido o por alta frecuencia (ERW), se debe instalar una camisa envolvente. d- Si se encuentra un defecto de fabricación en una costura de baja frecuencia (ERW), o en cualquier costura con eficiencia de junta E menor que 1.00 o si se encuentran fisuras por hidrogeno en cualquier parte de la zona soldada, se debe instalar una camisa envolvente diseñada para soportar la MAOP. e- Todas las reparaciones descritas deben ser inspeccionadas tal como se establece en párrafos posteriores (851.5).
851.44 – Reparaciones permanentes de áreas corroídas con y sin fuga a- Si es posible, la línea debe ser retirada del servicio y reemplazada la parte afectada por un niple de igual o mayor resistencia. b- Cuando no sea posible, la reparación podrá consistir en una camisa envolvente a menos que se utilice un parche tal como se establece en el punto “e” o por Ing. Miguel Méndez
deposición directa de metal de soldadura como se permite en “f”. En caso de repararse por medio de una camisa envolvente, a misma no requerirá la soldadura de los filetes circunferenciales. c- Si la perdida es debida a una corrosión por picado, la misma puede ser reparada por una envolvente mecánica apernada. d- Una pequeña perdida puede ser reparada por la soldadura de un niple sobre el área a reparar, venteo de gas y puesta de posterior accesorio de cierre. e- Reparaciones debidas a corrosión de áreas con y sin fugas, podrán efectuarse sobre tuberías con materiales de resistencia 40.000 psi y menores, mediante la aplicación de parches de chapa con bordes redondeados y no mayores que la mitad de la circunferencia de la tubería y soldadas a filete. La resistencia de diseño del parche será igual o mayor que la de la tubería. f- Pequeñas áreas corroídas podrán ser reparadas por deposición de metal de soldadura realizado con electrodos de tipo básico. Este tipo de reparación no debe intentarse sobre materiales susceptibles a la fractura frágil. g- Todas las reparaciones realizadas según los párrafos anteriores serán inspeccionadas tal como se establece en 851.5 Ing. Miguel Méndez
851.45 – Reparaciones de campo permanentes de fisuras por hidrogeno y corrosión bajo tensiones a- Si es posible, la línea debe ser retirada del servicio y reemplazada la parte afectada por un niple de igual o mayor resistencia. b- Si esto no es posible se podrá instalar una camisa envolvente. Para reparaciones de SCC, las soldaduras de filetes son opcionales. Si los filetes se realizan la presurización de la camisa es opcional. Lo mismo aplica para fisuras por hidrógeno en puntos duros con la excepción que los puntos duros deben ser protegidos por relleno endurecible o presurizarse la camisa.
851.5 – Ensayos de reparaciones de líneas de acero que operan con tensiones circunferenciales del 30% o más de la SMYS Las partes de reemplazo que se utilicen para una reparación programada, serán probadas mediante un ensayo de presión de la parte según lo requerido para líneas nuevas. El tramo de reemplazo podrá ser probado antes de la instalación, pero las soldaduras de empalme en terreno deben pasar los requerimientos de END establecidos en 826. Si el reemplazo es efectuado en presencia de fuego controlado, la unión podrá efectuarse mediante una camisa envolvente en lugar de soldaduras a tope. Ing. Miguel Méndez
851.52 – Ensayo no destructivo de reparaciones Si los defectos son reparados por soldadura, las mismas serán examinadas según 826.
851.6 – Registro de fugas Se deben mantener registro de todas las fugas detectadas y las reparaciones realizadas. Estos registros junto con los registros de patrullajes, inspecciones de fugas e inspecciones rutinarias y no rutinarias, deben ser mantenidos tanto tiempo como la línea se encuentre en operación.
851.7 - Señalización Debe señalizarse la posición de la línea a cada lado de carreteras, vías férreas, cruces de corrientes de agua, etc., para identificar adecuadamente su posición. Deben contener el nombre de la Compañía Operadora, y cuando es posible el teléfono de emergencia y contacto e indicación que se trata de una línea con gas. Adicionalmente deben instalarse señalizaciones a lo largo de la traza de las líneas enterradas. Se podrá usar API 1109 como guía. Ing. Miguel Méndez
851.8 – Abandono de líneas Cada CO debe tener planes en sus procedimientos de operación y mantenimiento para para el abandono de las líneas de transporte. Estos deben incluir: a- Las instalaciones a abandonar deben ser desconectadas de toda fuente de gas. b- Las instalaciones a ser abandonadas en el lugar deben ser purgadas con elementos inertes y sus extremos sellados, excepto que: c- Si se determina que no quedan restos de hidrocarburos líquidos, la instalación podrá ser purgada con aire. En este caso tomar prevenir la mezcla explosiva.
851.12 – Ensayo de presión para evaluar integridad La integridad de una línea en servicio puede ser evaluada a través de una prueba de presión para determinar resistencia y estanqueidad. Comparando los niveles de presión de prueba con otras pruebas previas se podrá establecer, si los últimos niveles de presión de prueba son iguales o mayores a los previos, que la integridad de la línea no se ha reducido. El Apéndice N da lineamientos acerca de las pruebas de presión. Ing. Miguel Méndez
Definiremos como integridad a la capacidad de la línea de resistir las tensiones circunferenciales que se generan debido a la presión de operación mas un margen de seguridad que se establece en esta sección. línea en servicio se define como aquella línea que ha estado o está en servicio.
851.12.1 – Nivel de presión de ensayo Será establecido por la CO teniendo en cuenta el posible daño sobre la línea y componente Se debe tener en cuenta las diferencias de elevación. Cuando la prueba de presión induzca una tensión circunferencial de igual o mas valor que la SMYS, se deberá referir al Apéndice N Sección 5 para el monitoreo de la fluencia. La prueba de presión debe tener un mínimo como se establece a continuación: a- Para determinar la integridad de una línea por prueba de presión de resistencia, esta debe generar una tensión circunferencial como mínimo del 90% de la SMYS, en la sección de menor presión de diseño o rating. Aplican excepciones en los puntos a continuación. b- Para líneas con presencia de SCC, los defectos pueden ser mitigados con una Ing. Miguel Méndez
presión de prueba que desarrolle una tensión circunferencial de al menos 100% de la SMYS en el punto de mayor elevación. c- Para aquellas líneas cuyo porcentual de tensiones circunferenciales respecto a la SMYS no puede ser adecuadamente establecido o que operan con tensiones circunferenciales que están por debajo de las establecidas por la máxima presión de diseño, deben ensayarse a 1,10 veces la MAOP. d- Seguidamente a la prueba de resistencia se debe realizar un ensayo de estanqueidad a 1.10 veces la MAOP.
851.12.2 – Tiempo de permanencia a presión a- El tiempo mínimo de permanencia será de media hora. b- Para líneas con SCC, será el tiempo suficiente para estabilizar la presión, en general menos de media hora. c- El ensayo de estanqueidad será efectuado por el tiempo que se considere necesario para detectar y localizar cualquier fuga presente. Se podrán utilizar métodos adicionales de fuga para la detección de pequeñas fugas particularmente en líneas con SCC. Ing. Miguel Méndez
851.12.3 – Intervalo entre pruebas de presión Debería establecerse basado en análisis ingenieril, de manera de evitar que la defectologia presente crezca y alcance tamaños críticos. Esta evaluación debe incluir factores tales como: a- Riesgo al publico. b- Nivel de tensiones de pruebas previas. c- Tasa de corrosión. d- Mantenimiento. e- otros métodos de inspección utilizados.
852 – Mantenimiento de líneas de distribución 852.1 – Patrullaje Será realizado donde se deba observar factores que puedan afectar la operación segura. Se consideraran áreas de edificación, zonas expuestas de tuberías y soportes La frecuencia de patrullaje estará basada fundamentalmente en la severidad de las causas que pueden provocar fallas o fugas con peligro hacia el publico. Ing. Miguel Méndez
852.2 – Inspección de fugas Cada CO de sistemas de distribución deben tener planes escritos acerca de la inspección en busca de fugas. Una descripción detallada de procedimientos de detección de fugas son establecidos en el Apéndice M. La extensión y frecuencia de estas inspecciones debe ser establecida de acuerdo al carácter general del área de servicio, concentración de edificios, antigüedad de la línea, condición del sistema, presión de operación y cualquier otro factor conocido que tenga influencia sobre la aparición de fugas en la línea. Un causal de inspección de fugas es el haber sometido al sistema a una condición inusual de stress. La frecuencia se establece fundamentalmente por la experiencia y conocimiento del sistema bajo inspección. Una vez determinada la frecuencia, deberá ser revisada periódicamente para ajustarla en caso necesario. La misma debe cumplir lo siguiente: a- Los sistemas de distribución en áreas comerciales deben ser al menos inspeccionadas anualmente, utilizando detectores de gas y analizadores de atmósfera b- El resto de los sistemas según lo dicte la experiencia, pero no mas allá de una vez cada 5 años. Ing. Miguel Méndez
852.31 – Clasificación de fugas y reparaciones Las fugas deberán ser clasificadas, evaluadas y controladas según el Apéndice M 5.
M 5.2 – Grados de fugas Basado en la evaluación de la ubicación y/o magnitud de la fuga, las mismas deben ser clasificadas como: -Grado 1: Es una fuga que representa una real o potencial posibilidad de daños a personas o bienes y requiere de una reparación inmediata o acciones que tiendan a eliminar la peligrosidad. -Grado 2: Es una fuga que no representa peligro al momento de su detección pero a futuro puede transformarse en grado 1. Debe ser considerada para su reparación en forma programada. -Grado 3: No representa peligro al momento de su detección y razonablemente se espera mantenga este comportamiento a futuro.
M 5.3 – Clasificación de fugas y criterios de acción Se proveen en las tablas a continuación. Estas tablas deben ser tomadas como guías. Ing. Miguel Méndez
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852.34 – Inspecciones de seguimiento Mientras la excavación esta abierta se debe verificar la suficiencia del método de reparación de fugas. El perímetro debe ser controlado con detector de gas. En el caso de una fuga de grado 1, se debe realizar una inspección de seguimiento en ningún caso mayor al mes de la reparación para verificar que el gas residual que pudiera haber en el suelo haya venteado a la atmósfera. para otros tipos de fugas esta inspección se determinará de acuerdo al criterio de personal calificado. Ing. Miguel Méndez
852.52 – Reparación de líneas plásticas En cualquier oportunidad que se detecte la presencia de entallas, muescas o abolladuras sobre líneas plásticas, la sección defectuosa debe ser reemplazada o adecuadamente reparada. La sección debe ser cortada y reemplazada tal como se requiere en 842.4, Instalación de líneas plásticas. La sección de reemplazo debe ser totalmente inspeccionada por medio visual externa e internamente. La sección de reemplazo debe ser probada a la estanqueidad con la presión disponible en el sistema. Las reparaciones deben ser realizadas mediante procedimientos escritos y probados a través de ensayos y de acuerdo a lo siguiente: a- Se debe tomar en consideración las recomendaciones del fabricante. b- Si se usan parches o camisas, los mismos se deben extender al menos ½” in mas allá del área dañada. c- En caso de uso de camisas envolventes, la unión entre las camisas debe estar lo mas lejos posible de la zona dañada y a no menos de ½” in. Ing. Miguel Méndez
d- El material del parche o camisa debe ser del mismo tipo y grado que el de la tubería reparada. El espesor de pared debe ser al menos el de la tubería reparada. e- Los métodos de unión del parche o camisa deben ser los adecuados para el tipo de material a reparar. Se deben tomar precauciones para lograr un adecuado asiento entre parche o camisa y la tubería a reparar y una adhesión completa entre ellos.
852.6 – Registros de mantenimiento Cuando cualquier porción o sección de una tubería enterrada sea descubierta por razones de mantenimiento o de operación o para la instalación de nuevas instalaciones, se deberá registrar la siguiente información: a- La condición superficial de la tubería, es decir si presenta picados, corrosión general, etc. b- La condición superficial de la tubería y del recubrimiento protector, si este se hallara deteriorado y se presentaran problemas de corrosión bajo recubrimiento. c- Cualquier recubrimiento protector dañado. d- Cualquier reparación efectuada. Los registros de la condición de las tuberías de distribución deben ser analizados periódicamente. Cualquier acción correctiva determinada para realizar sobre ella debe ser efectuada y registrada. Ing. Miguel Méndez
853.4 – Mantenimiento de válvulas 853.41 – Las válvulas de las líneas de conducción que se requiera operen durante una emergencia, deben ser inspeccionadas periódicamente y parcialmente accionadas al menos una vez al año. a- Los procedimientos de mantenimiento rutinario de válvulas deben contener, pero no limitado a estos puntos, lo siguiente: 1- Mantenimiento de acuerdo a procedimientos escritos realizados por personal entrenado. 2- Mapas precisos del sistema para su uso en situaciones rutinarias y de emergencia. 3- Seguridad sobre las válvulas para prevenir interrupciones del servicio. 4- Programas de entrenamiento del personal encargado del mantenimiento de válvulas b- Los procedimientos de mantenimiento de emergencia de válvulas deben incluir: 1- Planes de contingencia escritos para su uso en emergencias. 2- Entrenamiento del personal para anticipar toda situación riesgosa. 3- Disponer de las herramientas, elementos de seguridad para su uso en emergencias. Ing. Miguel Méndez
853.42 – Válvulas de sistemas de distribución Las válvulas de los sistemas de distribución utilizadas para garantizar la operación segura de estos sistemas, deben ser inspeccionadas y mantenidas con suficiente frecuencia para garantizar su correcto funcionamiento. Las inspecciones deben incluir la verificación del alineamiento para permitir su operación, distancias libres, y cualquier situación que pudiera interferir o retardar su accionamiento. Deben estar disponibles mapas del sistema con la ubicación de las válvulas.
853.43 – Válvulas de servicio Las válvulas exteriores de corte de los sistemas de servicio que suministran gas a lugares de concentración publica, deben ser inspeccionadas y mantenidas con suficiente frecuencia para garantizar su correcto funcionamiento. Las inspecciones deben determinar si las válvulas son accesibles, si su alineación es correcta y si existe algún impedimento que pudiera interferir o retardar su accionamiento. Cualquier condición insatisfactoria debe ser corregida.
853.44 – Registros Se deben mantener registros de válvulas de líneas de conducción y distribución. Estos registros deben ser mantenidos en archivos separados y estar rápidamente disponibles para el personal que actúa en emergencias. Ing. Miguel Méndez
854 – Clases de Locación y cambios en el numero de edificio para ocupación humana 854.1 a- Líneas de conducción y distribución que operan con tensiones circunferenciales que exceden el 40% de la SMYS, deben ser monitoreadas para determinar si se ha incrementado la cantidad de edificios para ocupación humana con respecto a las condiciones originales de instalación de la línea. b- Cuando hay un incremento del numero de edificios para ocupación humana en o cerca del limite superior para la Clase de Locación establecido en la tabla 854.1(c), como para extender un cambio en la Clase de Locación, deberá completarse un estudio dentro de los 6 meses de detectado este incremento, para determinar lo siguiente: 1- Los procedimientos de diseño, fabricación y ensayo seguidos durante la construcción inicial, y una comparación de estos procedimientos con los requerimientos de este Código. 2- La condición física de la tubería de manera que la misma pueda ser estimada con registros de ensayos y evaluaciones actuales. 3- Historia del mantenimiento y operación. Ing. Miguel Méndez
4- La MOP y la correspondiente tensión circunferencial de operación. 5- El área actual de incremento de edificación y la presencia de barreras a futuras expansiones. c- Siguiendo a este estudio si se determina un cambio de Clase de Locación, el patrullaje y las inspecciones de fugas deben adecuarse inmediatamente a los intervalos establecidos por la CO para la nueva Clase de Locacion.
854.2 Si el estudio realizado indica que la MAOP establecida no es proporcionada con Clases de Locacion 2, 3 y 4 existentes, y si esa sección se encuentra en adecuado estado de integridad, la MAOP será confirmada o revisada dentro de los 18 meses de terminado el estudio descrito en el párrafo anterior como sigue: a- Si la sección involucrada ha sido probada en el lugar por no menos de 2 hs, la MAOP será confirmada o reducida de manera que no exceda lo establecido en la tabla 854.1 “c”, b- Si el ensayo previo no fue realizado a la suficiente presión como para retener la MAOP, o para alcanzar una MAOP aceptable en la Clase de Locación de acuerdo Ing. Miguel Méndez
al punto “a” anterior, la línea puede retener su MAOP o ser calificada con una MAOP aceptable, si es ensayada a una presión mayor por no menos de 2 hs.
c- Cuando las condiciones de operación requieran que la MAOP sea mantenida y la línea no puede cumplir con lo establecido en los párrafos anteriores, la tubería debe ser reemplazada y estar de acuerdo al capitulo de diseño, para la Clase de Locación aplicable. Ing. Miguel Méndez
PARTE 7 - Capitulo VI - Control de corrosión 861 – Alcance Este Capitulo fija los requerimientos mínimos para la protección contra la corrosión de los sistemas de tuberías y componentes, tanto enterrados como expuestos y sumergidos. Contiene guías para procedimientos y requerimientos para el control de la corrosión externa (incluida la atmosférica), y la corrosión interna, y eso es aplicable al diseño de sistemas nuevos y existentes. La aplicación de este capitulo involucra la participación de especialistas en el tema. Muchas situaciones especificas pueden no ser contempladas por lo que la evaluación y aplicación de las practicas de control de corrosión incluya estudios e investigaciones tendientes a mitigar la corrosión. Puede ser necesario tomar medidas adicionales a las contempladas en el Código. Está aceptado el producir desviaciones de los requerimientos si la Compañía Operadora demuestra que los objetivos finales perseguidos por el Código son satisfechos. La Compañía Operadora debe establecer procedimientos para su programa de control de la corrosión. Los procedimientos deben ser desarrollados e implementados por personal calificado. Ing. Miguel Méndez
862 - Control de corrosión exterior 862.1 - Instalaciones nuevas Todos los sistemas enterrados de tuberías deben ser externamente revestidos y protegidos de la corrosión por protección catódica (Excepciones en el párrafo 862.113), a menos que se pueda demostrar mediante ensayos o experiencia, que los materiales utilizados son resistentes a la corrosión en el medio en el cual están instalados. Como fuente de referencia en cuanto al comportamiento de los materiales en medios corrosivos se puede utilizar el “The Corrosion Data Survey” de la NACE.
862.112 – Requerimientos de los revestimientos a- La protección superficial sobre tuberías enterradas debe tener las siguientes características: 1- Mitigar la corrosión. 2- Suficiente adherencia sobre el material 3- Suficientemente dúctil para resistir la dilatación de la tubería. 4- Resistencia para resistir los daños mecánicos. 5- Propiedades compatibles con el sistema de protección catódica. Las superficies de la tubería deben inspeccionarse por protuberancias que podrían dañar los revestimientos y éstas removidas. Ing. Miguel Méndez
b- Los revestimientos deben ser inspeccionados visualmente en busca de defectos previo a la bajada de la tubería a zanja. Los defectos o daños en el revestimiento deben ser reparados antes de la bajada a zanja de la tubería. c- Se debe prestar especial cuidado al manipuleo, almacenamiento e instalación de la tubería para prevenir daños en los revestimientos.
862.113 – Requerimientos de protección catódica Se debe instalar para todo sistema enterrado salvo que por ensayo o experiencia se demuestre que el mismo no es necesario. Instalaciones con una vida de servicio limitada, no necesitan ser protegida catodicamente. si se demuestra que no experimentara corrosión durante su vida de servicio que pudiera poner en riesgo a personas y medio ambiente. Los sistemas de protección catódica deben ser diseñados de manera que la instalación esté protegida integralmente. Una instalación se considera protegida catodicamente cuando ella cumple con los requerimientos del Apéndice K. Ing. Miguel Méndez
Apéndice k – Criterios para protección catódica El propósito de la protección catódica es el control de la corrosión de las superficies metálicas en contacto con un electrolito. La selección de un criterio en particular que cumpla con este objetivo se basa en parte de la experiencia adquirida con otras estructuras y medios similares donde ese criterio de protección ha resultado exitoso. Los criterios que se establecen en esta sección han sido establecidos mediante pruebas de laboratorio o empíricamente por el análisis de datos provenientes de sistemas que operan bajo estos criterios exitosamente. No es intensión del Código que la CO se limite a adoptar alguno de estos criterios, si puede demostrar que por otros medios la protección contra la corrosión puede ser alcanzada exitosamente. La medición de potenciales sobre la línea de conducción son realizados mediante electrodos de referencia localizados sobre la superficie del electrolito, tan próximos al elemento enterrado a controlar como sea posible. Se debe tener en consideración caídas de potencial distintas a las que hay en las interfaces de la estructura – electrolito, la presencia de metales disímiles, y la influencia de otras estructuras cercanas. Ing. Miguel Méndez
Ningún criterio para evaluar la efectividad de la protección catódica ha sido satisfactorio por si solo para todos los casos posibles. A menudo para una misma estructura se requiere de la aplicación de mas de un criterio.
6.3 6.3 – Crit Criter erio ioss 6.3.1 - Estructuras Estructuras de acero acero y hierro hierro a- La presencia de un potencial negativo (catódico) de por lo menos 0,85 V, medida entre la superficie de la estructura y un electrodo de referencia de cobre cobre – sulfato de cobre conectado al electrolito. b- Un cambio mínimo mínimo 300 mV de potencial negativo (catódico) producido por la aplicación de la corriente de protección. Este potencial es medido entre la superficie de la estructura y un electrodo de referencia de de cobre – sulfato de cobre conectado conectado al al electrolito. c- Un cambio del potencial de polarización mínimo de 100 mV medido entre la superficie de la estructura y un electrodo de referencia referencia de cobre – sulfato de cobre conectado conectado al electrolito. d- Un potencial potencial como mínimo tan catódico catódico entre estructura estructura y electrolito electrolito como el establecido al inicio del segmento de Tafel. e- Una red de corriente corriente de protección protección desde el electrolito electrolito hacia la superficie de la estructura
Ing. Miguel Méndez
862.114 862.1 14 – Aislación Aislación eléctrica eléctrica a- Todos los sistemas revestidos de transmisión transmisión y distribución de gas deben estar aislados eléctricamente de otros sistemas excepto que otras estructuras enterradas se encuentren protegidas catodicamente como una unidad con el sistema. Las tuberías de acero deben estar aisladas eléctricamente con respecto a líneas y accesorios de fundición, o no metálicos. b- Cuando una línea de gas corre paralela paralela a una red de tendido eléctrico, deben tomarse tomarse las siguientes consideraciones: 1- Determinación de la necesidad de juntas dieléctricas aislantes para prevenir la inducción de tensión de las líneas eléctricas. 2- Establecer Establecer estudios estudios con la Compañía Compañía eléctrica para establece establecerr medidas de mitigación por las tensiones AC inducidas, y la seguridad del personal que se desempeña en la construcción y operación. 3- Posibles Posibles efectos adversos adversos sobre los sistemas sistemas de protección protección catódica. catódica. 4- Los efectos efectos corrosivos de altos potenciale potencialess de corriente continua. continua. Para información adicional se recomienda NACE RP-01-77 y EPRI EL-3106 Ing. Miguel Méndez
862.115 862.1 15 - Puntos de monitor monitoreo eo Se debe instalar suficiente cantidad de puntos de prueba para efectuar mediciones eléctricas y controlar la efectividad del sistema de protección catódica. Deben ser fijadas a la tubería de tal manera de minimizar tensiones y provocar fisuras sobre la superficie del tubo. Pueden fijarse mediante procesos de soldadura que desarrollen bajas temperaturas. Los puntos de vinculo para efectuar mediciones deben ser herméticos.
862.122 – Protección 862.1 Protección atmosféric atmosféricaa a- Las instalaciones deben ser protegidas de la corrosión externa por adecuados revestimientos o camisas. b- La superficie a ser revestida debe estar libre de suciedad, oxido, humedad etc. c- El revestimiento o la camisa debe tener adecuadas características para para proteger a la tubería expuesta del medio ambiente. d- Se debe debe tener especia especiall consideración consideración con las zonas zonas de interfa interfase se aire - suelo o las las zonas de splash. Ing. Miguel Méndez
862.2 - Sistemas Sistemas de tubería tuberíass existentes existentes La Compañía Operadora debe establecer procedimientos para determinar la condición externa de sus sistemas enterrados y sumergidos y tomar acción apropiada a las condiciones encontradas por ejemplo: -Revisión de registros de inspecciones previas. -Organizar inspecciones e implementar medidas correctivas. -Verificar la efectividad de los sistemas de protección catódica. -Realizar inspecciones de aislación eléctrica. Los métodos mas comunes de inspección eléctrica en vistas de la evaluación de los sistemas de protección catódica son: 1- Pote Potenc ncia iall de tub tuber ería ía – Suel Suelo o 2- Potenc Potencial ial superf superficia iciall (Celd (Celda a – Celda) Celda) 3- Mediación Mediación de de resistivida resistividad d de suelo.
862.213 862.2 13 – Reparación Reparación de tubería tuberías s corroídas corroídas Si la extensión de la corrosión ha reducido la resistencia de una instalación por debajo de su MAOP, esa porción debe ser reparada, reemplazada, la presión de operación reducida proporcionalmente a la perdida de resistencia de la porción corroída. Ing. Miguel Méndez
Para sistemas que operan con tensiones circunferenciales del 40% o más de la SMYS, la resistencia remanente puede ser determinada según el Apéndice L. No aplica para zonas que involucran costuras longitudinales. El área debe ser limpiada hasta metal sano. Esto debe ser efectuado con cuidado en líneas bajo presión. a- Se debe determinar el valor de la profundidad de corrosión “d”. Si este valor es menor del 10% del espesor nominal “t”, no se necesita considerar reducción de la MAOP. Si “d” es mayor que el 80% de “t”, se debería considerar la necesidad de remover la zona afectada. b- Se debe determinar la longitud efectiva de corrosión, “L”, medida en el sentido del eje de la tubería. c- Se debe calcular el valor adimensional “A”, según la siguiente ecuación:
A
=
0,893 L
Dt
Donde: D: Diámetro nominal exterior de la tubería Ing. Miguel Méndez
d- Para valores de “A” menores o iguales a 4,00
Donde: P: Es el mayor valor entre la presión de diseño (excluido el factor de junta) o la MAOP establecida. P´: La presión máxima segura para el área corroída. P´ no debe exceder el valor de P. e- Para valores de “A” mayores a 4,00
Ing. Miguel Méndez
f- Si la MAOP establecida es igual o menor a P´ la zona corroída puede permanecer en servicio a la MAOP, si esta es protegida de futura corrosión. Si es mayor a P´, la MAOP debe ser reducida de manera de no exceder el valor de P´ o la zona corroída debe ser reparada o reemplazada. Ing. Miguel Méndez
862.215 – Interferencias eléctricas a- Interferencias eléctricas de otras estructuras detectadas en los controles de terreno deben ser mitigadas. b- Las instalaciones para la mitigación deben ser periódicamente controladas.
862.218 – Camisas Se deberá mantener la aislación eléctrica de las tuberías protegidas catodicamente de las camisas metálicas que sean parte del sistema de tuberías enterrado. Se deben realizar inspecciones y controles eléctricos para determinar que no existen cortos entre las camisas y la tubería. Cuando existen evidencia de cortos o evidencias de corrosión en el tubo conductor se deberán tomar inmediatas medidas correctivas para minimizar la corrosión en el interior de la camisa.
Ing. Miguel Méndez
863 - Control de corrosión interior Cuando se transporta gas corrosivo, se deben tomar las medidas necesarias para proteger al sistema de tuberías. Cuando el gas a transportar es un gas seco, se debe asumir como corrosivo a menos que a través de pruebas o experiencia se establezca como no corrosivo.
863.2 – Instalaciones nuevas Cuando se sepa o se anticipe que se transportará gas corrosivo, se deberán tomar algunas de las siguientes medidas, individualmente o combinadas: a- Cuando se use revestimiento interno: 1- El revestimiento debe cumplir con las especificaciones de calidad. Se debe establecer el espesor mínimo de film seco basado en el tipo de revestimiento y método de aplicación. 2- El revestimiento aplicado debe ser inspeccionado según especificaciones establecidas o prácticas aceptadas. 3- Se deberá prever la protección de las uniones soldadas. Ing. Miguel Méndez
4- Se deberá evaluar el tipo de revestimiento a utilizar si se prevé el uso de scrappers. b- Cuando se utilicen inhibidores aplicados al gas 1- Los equipos destinados a la inyección del inhibidor debe ser considerado en el diseño. 2- Suficientes elementos de control y prueba deben ser previstos para la evaluación continua 3- El inhibidor no debe causar deterioros a ningún componente de la instalación. c- Cuando se planifica un sistema de scrappers 1- Deben proveerse trampas de scrapper para lanzamiento y recepción. 2- La línea debe ser diseñada de manera de no causar daños al sistema por el pasaje de scrappers. 3- Se debe prever el manipuleo y almacenaje de los elementos líquidos o sólidos removidos por los scrappers. d- se podrá implementar el uso de cupones de prueba o spools de prueba. f- Utilización de materiales resistentes a la corrosión o erosión Ing. Miguel Méndez
863.3 – Instalaciones existentes a- Se debe establecer y evaluar un programa para la detección, prevención o mitigación de la corrosión interna, que debería incluir al menos: 1- Revisión de los registros de fugas y reparaciones para determinar los efectos de la corrosión interna. 2- Inspección visual y evaluación de los interiores de la tubería cuando estos se tornaran accesibles. 3- Si se descubriera corrosión se debe analizar el gas en busca de agentes corrosivos. 4- Los líquidos o sólidos eliminados en las operaciones de pasadas de scrappers deben ser analizados en busca de residuos de corrosión. b- Cuando se determinara presencia de corrosión y este estado pudiera conllevar peligro al publico en general, se deberán tomar las siguientes medidas correctivas: 1- Aplicación de inhibidores efectivos. 2- Los agentes corrosivos deben ser eliminados por métodos reconocidos. Ing. Miguel Méndez
3- Se deben instalar accesorios para el drenaje de agua de los puntos bajos del sistema. 4- bajo ciertas condiciones aplicación de revestimientos internos. c- Las medidas de control de corrosión interna deben ser evaluadas y monitoreadas a través de un programa de inspección y control que debe incluir, pero no limitado solo a los siguientes puntos: 1- Chequeo periódico de los inhibidores y sistema de inyección. 2- Remoción y evaluación a intervalos periódicos de probetas de corrosión. 3- Se debe mantener un sistema de registro de condiciones internas de la tubería, de reparaciones, de la calidad del gas transportado, presencia de sólidos y líquidos, y serán usados para determinar los programas de inhibidores, tratamientos de gas y pasajes de scrapper. 4- Medición de espesores externos de pared en tuberías no revestidas no enterradas. 5- Cuando las inspecciones, análisis de registros y observaciones indican presencia de corrosión interna, las mismas deberán ser reparadas o reacondicionadas, y las causas de la corrosión mitigadas. Ing. Miguel Méndez
Ejercicios parte 6 y 7 1- Cual es la dimensión mínima permitida para una envolvente de reparación? 2- En una línea con las siguientes características: Material: API 5L X42 NPS 16 Espesor nominal: 7,1 mm (0,292 in) Presión de operación: 60 atm (877 psi) Clase de Locación 1 Tensión circunferencial/SMYS: 70% Se han detectado dos daños superficiales de 3,5 mm y 2 mm de profundidad. Indicar: a- Nivel de presión segura para reparación. b- Para cada caso los métodos aceptables de reparación. c- Longitud máxima de reparación por amolado. 3- En la línea del ejercicio 2 se detecta un daño por corrosión. Se decide la colocación de un parche. Es esto aceptable? Ing. Miguel Méndez
4- Indique para la línea del caso anterior las condiciones del ensayo de presión a aplicar para determinar la integridad de la misma. 5- Indique y de ejemplos de los criterios de clasificación de fugas. 6- Para la línea del ejercicio 2 el daño por corrosión hallado posee una longitud en el sentido del eje de la tubería de 12 mm, una profundidad de 4 mm y no intercepta costuras soldadas. Determine si el mismo puede permanecer en el sitio, y en caso contrario, determine el nivel de presión a reducir para para que pueda permanecer en el sitio.
Ing. Miguel Méndez
PARTE 8 - Capitulo VIII – Transmisión de gas offshore A 800 – Generalidades, alcance e intención Aplica solo a las líneas de transmisión de gas offshore, y con algunas excepciones la numeración de los párrafos sigue el lineamiento de los primeros seis capítulos del Código. Este Capitulo cubre los requerimientos de diseño, materiales, instalación, inspección y ensayo y aspectos de seguridad en la operación y mantenimiento de las líneas de conducción de gas offshore. La intención del Código es proveer los requerimientos adecuados para un diseño, instalación y operación segura y fiable de sistemas de tuberías offshore. Los requerimientos de este Capítulo deben ser complementados con lo requerido en otros Capítulos del Código, por lo que no pretende incluir todos los aspectos y condiciones que se pueden encontrar en este tipo de sistemas. Se deberán tomar las previsiones del caso para aquellas circunstancias no cubiertas por el Código, y los nuevos desarrollos de equipos y tecnologías para estos sistemas deberán estar de acuerdo a la filosofía general de seguridad y fiabilidad establecidas en éste. Ing. Miguel Méndez
A 803 803 – Defini Definicio ciones nes -Cargas accidentales Cualquier carga no prevista o combinación de cargas causadas por intervención humana -Cupla de desacople Elemento introducido en la línea para provocar la separación de la misma cuando se excede ciertos valores de tensiones longitudinales. -Pandeo Condición en la cual la línea ha experimentado deformación plástica causando la presencia de arrugas permanentes en la pared de la tubería o excesivas deformaciones permanentes en su sección. -Soldadura hiperbárica Soldadura realizada en cámara submarina dentro de la cual ha sido removida el agua de las superficies a soldar. -Riser La porción vertical o casi vertical de tubería entre la plataforma y el fondo del mar incluyendo incluyendo hasta hasta 5 diámetros diámetros mas allá de la curva o accesorio. accesorio.
Ing. Miguel Méndez
-Plataforma Estructura o isla artificial fija o permanentemente anclada. -Sistemas de tuberías offshore Todos los elementos de un sistema de tuberías instalados costa afuera destinados al transporte de gas distinto de las tuberías de producción. Las boyas de carga no son consideradas dentro de estos sistemas.
-Licuación de suelo Condición del suelo en la cual bajo cargas típicamente dinámicas y cíclicas, el mismo presenta las condiciones de un liquido.
-Zona de splash Área donde el riser u otra parte del del sistema presenta condiciones intermitentes de estado seco y mojado, generalmente a consecuencia de las mareas. -Revestimiento de lastre Cualquier revestimiento aplicado a la tubería con el objetivo de modificar su gravedad especifica Ing. Miguel Méndez
A 811 – Calificaci Calificación ón de materiales materiales y equipos equipos No podrán ser usadas en instalaciones offshore tuberías o componentes plásticos o de fundición para el transporte de gas natural.
A 814 – Especifica Especificaciones ciones de material material Los materiales de los revestimientos de concreto (cemento, agregados, barras de refuerzo) deben cumplir o exceder los requerimientos de las normas ASTM aplicables. Las tuberías tuberías flexibles flexibles deben ser fabricados fabricados con materiales materiales que cumplan cumplan con las especificaciones ASTM o ASME aplicables. Debe ser usadas tuberías de acero para línea con factores de junta longitudinal 1.00
A 814.2 Adicionalmente a los requerimientos contenidos en las normas normas de referencia, otros factores deben ser considerados para las tuberías y componentes de los sistemas offshore, debidos a la profundidad, temperaturas de agua, presión interna, composición y temperatura del producto y condiciones de carga. Estos factores deben incluir al menos algunos de los siguientes: Ing. Miguel Méndez
a- Tolerancias Tolerancias en en los espesor espesores es de pared. pared. b- Tolerancias Tolerancias en los diámetros diámetros exterio exteriores. res. c- Fuera Fuera de redo redonde ndezz d- Resistencia Resistencia a rotura rotura y fluencia fluencia máximo máximo y mínimo. mínimo. e- Carbono Carbono equivalente equivalente máximo. máximo. f- Tenacid Tenacidad ad a la fract fractura ura g- Durez ureza a h- Ensayos Ensayos mecánicos mecánicos y de presión en usina de fabricació fabricación n de la tubería.
A 817 – Reutilizaci Reutilización ón y recalificaci recalificación ón de tubería tubería Tuberías de conducción no identificados no pueden ser usados para aplicación submarina. Tuberías previamente usadas para transporte de gas puede ser recalificada si: 1- Cumple Cumple lo requerido requerido en en A 841, 842 y 843 2- Cumple los requerimientos de ensayo hidrostático de de A 847.1 847.1 a 847.6. 847.6. Ing. Miguel Méndez
A 817.3 – Reutilización de tubería Podrá utilizarse tubería usada si se cumple: 1- Cumple lo requerido en A 841, 842 y 843 2- Cumple los requerimientos de ensayo de A 847. 3- La tubería es inspeccionada según 817.13.
A 820 – Soldadura de líneas de conducción offshore Esta sección alcanza a la soldadura de tuberías de acero al carbono. La misma puede ser efectuada de manera atmosférica o hiperbárica. La soldadura podrá ser realizada por cualquier proceso o combinación de ellos, que desarrollen soldaduras que cumplan con los requerimientos de calificación de este Código y puedan ser inspeccionadas por métodos convencionales.
A 821.23 – Requerimientos a- Previo a la soldadura atmosférica se debe establecer y calificar un procedimiento de soldadura escrito según los requerimientos de la Norma API 1104. b- Previo a la soldadura hiperbárica se debe establecer y calificar un procedimiento de soldadura escrito según los requerimientos de la Norma API 1104 y AWS D 3.6. Ing. Miguel Méndez
c- Cada soldador y operador de soldadura debe ser calificado previo a la ejecución de cualquier soldadura sobre el sistema. d- Si se realizan cambios sobre las denominadas variables esenciales de las normas de calificación, se deberán realizar calificaciones adicionales. Para las soldaduras que no se ven afectadas por el medio submarino, las variables de API 1104 tienen preferencia. Para soldaduras en medios submarinos, las variables de AWS D3.6 serán las que gobiernen.
A 823 – Calificación de soldadores y procedimientos de soldadura Debe estar de acuerdo a lo establecido en 823, con la excepción que los párrafos 823.1 y 823.2, no aplican para sistemas offshore. a- Para las soldaduras atmosféricas las calificaciones deben ser efectuadas según los requerimientos de API 1104, excepto en aquellas aplicaciones donde el diseño y la fabricación esté cubierto por la Sección VIII del ASME BPVC, las cuales las calificaciones serán realizadas con la Sección IX del ASME BPVC. b- Para las soldaduras hiperbáricas, las calificaciones estarán basadas en la Norma API 1104, y suplementadas con los requerimientos de la AWS D3.6 Ing. Miguel Méndez
A 825 – Alivio de tensiones El tratamiento de alivio de tensiones podrá ser omitido, independientemente del espesor, si es posible demostrar que con su omisión de pueden desarrollar procedimientos de soldadura satisfactorios. Tal demostración debe ser desarrollada sobre materiales y condiciones de soldeo que se asemejen lo mas posible a las utilizadas en soldadura de producción. No será requerido alivio de tensiones si: 1- Las mediciones y análisis indican que las propiedades mecánicas y metalúrgicas están dentro de los limites especificados para el material y el servicio pretendido. 2- Se efectúa un análisis ingenieril, que asegura que las propiedades mecánicas de la soldadura y las tensiones residuales presentes no presentan impedimentos para el servicio pretendido. Para estos casos de puede requerir de la medición de tensiones residuales de soldadura.
A 826 – Ensayos de soldadura e inspección El 100% de las soldaduras circunferenciales de la línea de conducción deben ser inspeccionados por métodos no destructivos. Si fuera impractico al menos el 90%. Ing. Miguel Méndez
Los ensayos deben abarcar el 100% del desarrollo de la costura soldada. Todas las soldaduras inspeccionadas deben cumplir los requerimientos de calidad establecidos en la norma API 1104 o en la Sección VIII del ASME BPVC, el que sea adecuado para la instalación, componente y tipo de servicio, y en caso que no alcance estos estándares deben ser adecuadamente reparadas e inspeccionadas o removidas. Se aceptará la evaluación de discontinuidades establecidas en la Norma API 1104, Apéndice A, basado en análisis fractomecanicos. Dicha evaluación deberá contar con un adecuado análisis de tensiones, requerimientos adicionales de calificación de procedimientos de soldadura, y ensayos no destructivos adicionales a los requeridos en forma estándar.
A 830 – Componentes del sistema y detalles de fabricación A 831 – Componentes No deben ser usados fundiciones o hierro maleable en bridas, accesorios y válvulas. Todos los elementos componentes del sistema deben poder resistir las mismas cargas que la tubería conductora, con excepción de los puntos fusibles. Ing. Miguel Méndez
Los componentes no específicamente cubiertos en 831, deben ser validados para el servicio de acuerdo a: a- Ensayos documentados de prototipos de escala completa. b- Historia de uso exitosa de componentes diseñados idénticamente.
A 832 – Expansión y flexibilidad Los cálculos de expansiones y contracciones térmicas deberán considerar las diferenciales de temperatura del material entre la instalación y la operación.
A 834 – Soportes y anclajes de tubería expuesta No será permitida la soldadura de soportes y anclajes directamente a la tubería.
A 840 – Diseño, instalación y ensayo Estarán de acuerdo al Capitulo IV y con las modificaciones que introduce este Capitulo. Los requerimientos del Capitulo IV que dependen de las Clases de Locación no aplican para las instalaciones offshore, excepto en las condiciones de acercamiento a línea costera donde deben ser adicionalmente diseñadas y ensayadas según Clase de Locación. Ing. Miguel Méndez
A 840.2 – Aproximación a la línea costera En las zonas de aproximación a línea costera, las líneas offshore deberán ser adicionalmente diseñadas y ensayadas de acuerdo a los requerimientos previstos en la sección 840 para las Clases de Locación establecidas excepto que: a- Líneas offshore en Clases de Locacion 3 y 4 puede ser alternativamente ensayada hidrostáticamente a no menos de 1,25 veces la MOP, y cumplir lo estipulado en A 826. b- Lo establecido en A 847, prevalece sobre 841.32
A 841 – Consideraciones de diseño Algunos de los factores que puede influir en la seguridad y confiabilidad de los sistemas offshore y que deben ser considerados en el diseño de los mismos son: 1- Oleaje, corrientes, vientos y hielo. 2- Suelos marinos. 3- Actividad sísmica y movimientos de la plataforma 4- temperatura y presión. 5- Profundidad del agua. 6- Asentamiento de soportes y cargas accidentales. 7- Actividad de navíos.
Ing. Miguel Méndez
842.21 – Criterios operacionales y de diseño Las tuberías y risers deben ser diseñados teniendo en cuenta los siguientes modos de falla como sean aplicables: 1- Fluencia excesiva. 2- Pandeo. 3- Fractura por fatiga 4- Fractura Dúctil 5- Fractura Frágil 6- Perdida de estabilidad en el lugar de instalación. 7- Propagación de fracturas. 8- Corrosión 9- Colapso Ing. Miguel Méndez
A 842.22 – Diseño contra la fluencia A 842.221 – Tensiones circunferenciales Para las líneas de conducción y risers, las tensiones circunferenciales debidas a la diferencia entre presiones internas y externas, no deben exceder lo siguiente:
Donde D: Diámetro exterior F1: Factor de diseño (Tabla A842.22) Pe: Presión externa Pi: Presión de diseño interna S: SMYS Sh: Tensión circunferencial T: Factor de temperatura (Tabla 841.116A) t: Espesor nominal de pared Ing. Miguel Méndez
A 842.222 – Tensiones longitudinales Para líneas de conducción y risers, las tensiones longitudinales no debe excede de:
Donde: F2: Factor de diseño para tensiones longitudinales (Tabla A842.22) S: SMYS SL: Tensión longitudinal máxima (S a-Sb o Sa+Sb el mayor de ambos Sa: Tensión axial Sb: Tensión de flexión resultante
A 842.223 – Tensiones combinadas No debe exceder el valor dado por:
Donde: F3: Factor de diseño de tensiones combinadas (Tabla A842.22) St: Tensiones de torsión.
Ing. Miguel Méndez
A 847 – Ensayos Todas las líneas de conducción offshore deben ser ensayadas luego de su instalación Y antes de entrar en servicio según los requerimientos de esta sección.
A 847.2 – Presión de ensayo El sistema de tuberías instalado deberá ser ensayado hidrostáticamente como mínimo a una presión de 1,25 veces la MAOP. Las tuberías en plataformas y risers serán ensayadas a una presión de al menos 1,4 veces la MAOP, antes o después de la instalación. Partes prefabricadas de la tubería de plataforma que ha sido ensayada en taller al menos 1,4 veces la MAOP, no necesitan ser ensayadas luego de la instalación si todos los empalmes han sido radiografiados.
A847.3 – Medio de ensayo El medio de ensayo será agua. Se deberá considerar el uso de aditivos para prevenir daños por corrosión, congelamiento, etc. Ing. Miguel Méndez
A 847.4 – Procedimiento de ensayo Los ensayos de presión deben realizarse siguiendo un procedimiento que debe como mínimo considerar factores como: a- Realización del ensayo después de la instalación y antes del inicio de la operación. b- La inclusión de las partes prefabricadas y raisers preensayados en la prueba de todo el sistema (Si es factible) c- Mantenimiento de las condiciones de ensayo y registros por lo menos por ocho horas a la presión de prueba o más. Toda variación en la presión de prueba debe ser registrada. El tiempo mínimo de ensayo de las partes prefabricadas será de 2 hs. d- Repetición de la prueba si durante el desarrollo de la misma se hubiera producido roturas o fugas que invalidaran el resultado de la prueba. Los registros de pruebas serán mantenidos por la CO durante vida útil del sistema. Los empalmes e interconexiones no sometidos a prueba de presión deberán ser totalmente ensayado por métodos no destructivos adecuados. Ing. Miguel Méndez
A 851 – Mantenimiento de líneas de conducción A 851.2 – Patrullaje La CO debe mantener un programa de patrullaje de líneas periódico para observar las condiciones de la línea y zonas aledañas, buscar signos de fugas, detectar actividades de construcción y cualquier factor que pudiera comprometer la operación segura del sistema. Se deben mantener registros de estas actividades durante la vida útil de la línea.
A 851.4 – Procedimientos de reparación para líneas sobre agua e hiperbáricas Estos procedimientos deben responder a lo requerido en el párrafo 851.4 como se especifica para líneas que operan con tensiones circunferenciales del 40% o mas de SMYS.
A 851.45 – Reparación de líneas bajo agua Pueden ser reparadas por la remoción de la zona dañada o por la aplicación de una camisa envolvente de diseño adecuado. Ambas reparaciones deben ser aseguradas con soldaduras secas o hiperbáricas o con dispositivos mecánicos. Las reparaciones deben ser inspeccionadas visualmente en busca de fugas antes de volver la instalación al servicio. Ing. Miguel Méndez
Las reparaciones bajo agua deben ser efectuadas bajo supervisión y por personal entrenado. Las reparaciones no deben resultar en la imposición de cargas o deformaciones que afecten perjudicialmente la integridad del sistema. El uso de equipos submarinos provistos de cortadores, jets, etc., deben ser cuidadosamente usados para evitar daños sobre la tubería y los revestimientos. Los izajes de la tubería durante las tareas de reparación deben ser cuidadosamente ejecutados de manera de no imponer excesivas tensiones que pudieran deformar, abollar, o pandear al tubo y dañar los revestimientos. Cuando la tubería es reparada también debe ser reparado los revestimientos dañados a causa de la reparación y los tramos de reemplazo adecuadamente protegidos de la corrosión.
851.7 – Indicadores de líneas No serán requeridos indicadores de líneas permanentes en las instalaciones offshore. Sin embargo debe haber identificaciones y señalizaciones adecuadas ubicadas sobre las plataformas.
A 854 – Clase de Locación No existen Clases de Locación en las instalaciones offshore. Ing. Miguel Méndez
A 862 – Control de corrosión externa A 862.1 – Instalaciones nuevas Todas las líneas sumergidas, accesorios válvulas y elementos relacionados, deben estar revestidas y con protección catódica. Todas las tuberías y componentes en superficie, deben estar protegidas de las condiciones de ambiente salino y de las condiciones de humedad – Seco alternativas.
A 862.11 – Instalaciones sumergidas A 862.12 – Requerimientos del revestimiento a- Diseño: La selección del revestimiento protector estará basado en: 1- Baja absorción de agua. 2- Compatibilidad con el tipo de protección catódica. 3- Compatibilidad con la temperatura de operación. 4- Resistencia para evitar daños durante la instalación. 5- Resistencia al daño durante su uso y facilidad de reparación. Ing. Miguel Méndez
b- Limpieza superficial: Puede ser requerido medidas adicionales de terminación y limpieza superficial, tales como estado de metal blanco, para garantizar una adecuada adhesión de los revestimientos. Las soldaduras deben inspeccionarse en busca de protuberancias que pudieran dañar al revestimiento. c- Debe ser instalado bajo condiciones controladas y poseer una alta resistencia al despegue Como guía adicional se puede recurrir a NACE RP-06-75. Se deberá usar un holiday para la detección de fallas de revestimiento, las cuales en caso de existir deben ser reparadas. d- Las soldaduras y elementos adicionados a la línea deben ser recubiertos con materiales compatibles con el revestimiento de la línea. e- La tubería debe ser inspeccionada visualmente antes de su instalación.
A 862.13 – protección catódica Todas las instalaciones offshore, será considerada protegida catodicamente cuando la misma cumple con algunos de los criterios establecidos en el Apéndice K.
A 862.15 – Puntos de control Se considera impracticable la instalación de puntos de control en aguas abiertas, de manera que los mismos deben ser instalados sobre plataforma o en la llegada de la línea a la costa Ing. Miguel Méndez
A 862.16 – Protección atmosférica a- La zona de splash debe ser diseñada con requerimientos adicionales de protección contra la corrosión. Esto se podrá cumplimentar con: 1- Revestimientos especiales. 2- Sistemas y técnicas de protección especiales. 3- Otro tipo de medida incluyendo la selección del material de la tubería. b- Los revestimientos y otras técnicas de protección deben ser instaladas siguiendo las recomendaciones del fabricante. Los revestimientos deben ser capaces de resistir la acción del agua, el deterioro atmosférico, el daño mecánico y el despegue.
A 862.2 – Instalaciones existentes La CO debe depender en cuanto al control de la corrosión del monitoreo, investigación inspecciones y acciones correctivas efectuadas con la suficiente periodicidad como para garantizar que el control sobre la corrosión es adecuado. Cuando se determine que hay un proceso corrosivo en marcha, la instalación debe ser reparada o reemplazada y la protección contra la corrosión mejorada. Ing. Miguel Méndez
A 862.214 – Criterio de protección Catódica Aplica lo establecido en el Apéndice K. La CO debe efectuar lecturas eléctricas periódicas para asegurar que se cumple con el nivel de protección. Antes de cada medición eléctrica se debe efectuar una inspección para asegurar la continuidad eléctrica y el buen contacto a la línea.
A 862.215 – Interferencias Se deben efectuar controles periódicos para asegurar la aislación eléctrica de la línea de otras líneas o estructuras ajenas a ella. Se deberá verificar la aislación eléctrica de la línea con la plataforma a pesar de trabajar en forma conjunta.
A 862.216 – Inspección de la línea expuesta Cuando la línea es llevada a superficie por razones de mantenimiento, debe inspeccionarse visualmente para detectar daños en revestimientos, presencia de corrosión y si posible estado de los ánodos.
A 863 – Control de corrosión interna Se requerirán especiales consideraciones de control de corrosión interna en aquellas líneas que transportan gas natural conteniendo dióxido de carbono, cloruros, sulfuro de hidrógeno, ácidos orgánicos, oxigeno o precipitados sólidos o líquidos. Ing. Miguel Méndez
PARTE 9 - Capitulo IX – Servicio ácido Todos los requerimientos de los Capítulos anteriores son aplicables a este Capitulo, a menos que sean especialmente modificados aquí. Los párrafos de este Capitulo llevan correlación con los anteriores e incluyen la letra B al comienzo del párrafo.
B 803 – Definiciones Dureza Resistencia de un material a la deformación plástica usualmente producida por indentación.
Zona afectada por el calor (ZAC o ZAT) Zona de metal base no fundida por las operaciones de soldadura pero cuyas propiedades metalúrgicas y mecánicas han sido modificadas.
Fisuración inducida por hidrógeno (HIC) Fisuración producida en materiales susceptibles a esta debida a la difusión de hidrógeno atómico en el metal, usualmente generado por reacciones de corrosión.
Sulfuro de hidrogeno Gas toxico encontrado en algunos yacimientos. También generado por presencia de bacterias. Ing. Miguel Méndez
Presión parcial Determinado por la multiplicación de la fracción molar de sulfuro de hidrógeno en el gas por la presión total del sistema.
Gas ácido Gas conteniendo sulfuro de hidrógeno a 65 Psi o mayor a una presión parcial de 0,05 psi o mayor.
Fisuración por sulfuros mecanismo de fisuración relacionado con la corrosión generado por la exposición de materiales susceptibles a iones de azufre en presencia de agua libre.
B 813 – Marcado Las válvulas que cumplan con NACE MR0175 deben ser identificadas de manera permanente.
B 814 – Especificación de materiales Deben cumplir con los requerimientos de NACE MR0175. Ing. Miguel Méndez
B 820 – Soldadura Esta sección cubre la soldadura de tuberías en servicio ácido y abarca las uniones a tope y filete en tubos, válvulas, accesorios, bridas, etc. Esta sección no se aplica a la soldadura de costuras longitudinales de las usadas en la fabricación de tubos, pero el usuario deben tener en cuenta que estas uniones sean adecuadas para servicio ácido. Los criterios de aceptación para las soldaduras en servicio ácido serán las establecidas en la Norma API 1104 o en el ASME BPV Sección VIII Div. 1, sin embargo se deberían considerar requerimientos adicionales de control sobre dureza y tensiones residuales.
B 822 – Preparación para soldar B 822.3 – Soldaduras de sello Requerirán una calificación de procedimiento de soldadura separada.
B 822.4 – Limpieza Los tubos para servicio ácido serán limpiados a metal brillante en las superficies interiores al menos 1” a cada lado de los biseles. Ing. Miguel Méndez
B 823.2 – Requerimientos para las calificaciones de soldadura a- Toda calificación de procedimientos de soldadura y soldadores debe ser efectuada mediante ensayos destructivos. b- Control de dureza Se debe controlar la dureza de todas las calificaciones de soldadura tanto en metal de soldadura como en ZAC y las probetas de calificación deben cumplir los requerimientos de dureza máximos establecidos en NACE MR0175. Para grados usuales de tubería estos máximos se establecen en HRC 22 (En general se acepta 250 HV10).
B 824 – Precalentamiento La tubería que ha sido usada en servicio ácido y debe ser soldada, deberá ser calentada al menos 20 minutos a 204ºC mínimo, con el objeto de eliminar la presencia de hidrógeno difundido en el metal. Este calentamiento es adicional al precalentamiento especificado en el procedimiento de soldadura.
B 825 – Alivio de tensiones Se debe controlar la química de los aceros y os procedimientos de soldadura de manera de controlar los valores de dureza. Cuando estos controles no puedan garantizarse se deberá tener en cuenta el tratamiento de alivio de tensiones. Ing. Miguel Méndez
B 825.6 – Temperaturas de tratamiento a- La temperatura de alivio de tensiones para los aceros al carbono es de aproximadamente 593ºC y de 649ºC para otros aceros ferriticos. Otros procedimientos de tratamiento térmico se podrán efectuar si son soportados por adecuada evidencia metalúrgica. El rango de temperaturas de tratamiento debe ser especificado en los procedimientos de soldadura. b- En la unión de materiales con distintos requerimientos de temperatura, prevalecerá la del material que requiera la mayor temperatura. c- Las uniones a tratar deben ser calentadas hasta alcanzar la temperatura de tratamiento en forma lenta y enfriados de la misma manera. El tiempo de permanencia a temperatura de tratamiento estará basado en 1 hr/in de espesor de material, pero en ningún caso permanecerá menos de ½ hr. Se requerirán registros adecuados de los tratamientos de alivio.
B 826 – Soldadura e inspección En adición a lo establecido en los párrafos correspondientes, los servicios ácidos, en Clases de Locación 3 y 4, estaciones compresoras, cruces de ríos, rutas y vías férreas, serán inspeccionadas por ensayos no destructivos el 100% de las soldaduras de terreno y realizadas antes o después de los alivios de tensiones Ing. Miguel Méndez
B 830 y B 831 – Componentes En adición a lo requerido en los párrafos del Código correspondientes, los elementos componentes estándar, accesorios, etc., deben responder a los requerimientos de NACE MR0175.
B 840 – Diseño, Instalación y Ensayo B 841 – Tubería de acero Se deberá considerar en el diseño el control de fractura. No debe ser usado factores de diseño de 0,80 en servicio ácido.
B 841.231 – Curvas y codos Las curvas en servicios ácidos deben cumplir con lo requerido en NACE MR0175 en condición “como curvado”. Puede ser necesario la realización de una curva prototipo para determinar el cumplimiento de los requisitos de dureza de NACE MR0175, y las características de tenacidad y resistencia. No están permitidas curvas con arrugas ni curvas mitradas. Ing. Miguel Méndez
850.4 – Plan de emergencia Adicionalmente a los planes de emergencia convencionales y sus planes de entrenamiento, se debe entrenar al personal de operación y mantenimiento en: a- Peligros y características del sulfuro de hidrógeno. b- Efectos sobre el metal de la línea y sus componentes. c- precauciones de seguridad d- operación de los equipos de seguridad y soporte de vida. e- Acciones correctivas y procedimientos de bloqueo.
B 851 – Mantenimiento En adición a lo requerido en otros capítulos, para radios de exposición a 100 ppm es mayor a 15 m, se deben instalar carteles de aviso de presencia de sustancias venenosas, al igual que en todas las instalaciones de superficie. Ing. Miguel Méndez
